Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 2027 Tomo II Plan Indicativo de Generación Gerencia de Planeamiento ETE-DTR-GPL-26913 21 de octubre de 2013 PANAMÁ Ave. Ricardo J. Alfaro. Edif. Sun Towers Mall, Piso 3 Tel.: (+507) 501-3800 Fax: (+507) 501-3506 www.etesa.com.pa
Octubre de 2013
CONTENIDO CAPÍTULO 1, INTRODUCCIÓN... 1 CAPÍTULO 2, INFORMACIÓN BÁSICA, CRITERIOS Y PARÁMETROS PRONÓSTICO DE DEMANDA... 3 PRONÓSTICOS DE DEMANDA... 3 PRONÓSTICOS DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES... 4 CRITERIOS Y PARÁMETROS... 5 CRITERIO DE MÍNIMO COSTO.... 5 COSTO INCREMENTAL PROMEDIO DE LARGO PLAZO (CIPLP).... 5 CRITERIO DE CONFIABILIDAD.... 5 COSTO DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA.... 5 PARÁMETROS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS... 6 CRITERIOS ECONÓMICOS... 6 CAPÍTULO 3, SISTEMA DE GENERACIÓN EXISTENTE... 7 SISTEMA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICO... 8 SISTEMA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICO... 9 AUTO GENERADORES... 10 CAPÍTULO 4, FUENTES Y SISTEMA DE GENERACIÓN FUTURA... 13 FUENTES DE GENERACIÓN... 13 POTENCIAL EÓLICO... 13 POTENCIAL FOTOVOLTAICO... 14 POTENCIAL HIDROELÉCTRICO... 14 POTENCIAL TÉRMICO... 15 SISTEMA DE GENERACIÓN FUTURA... 16 PROYECTOS EÓLICOS... 16 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS... 17 TURBA... 17 PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS... 17 PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS... 20 i Octubre de 2013
CAPÍTULO 5, METODOLOGÍA DEL ESTUDIO... 22 HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN... 22 PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES... 22 PERÍODO DE ESTUDIO... 22 HIDROLOGÍA... 22 DEMANDA... 22 Bloques de demanda... 23 SISTEMA DE GENERACIÓN EXISTENTE.... 23 PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTUROS.... 23 SIMULACIONES... 23 CAPÍTULO 6, ESCENARIOS DE EXPANSIÓN... 26 REGMHTGNC13... 27 REGMHTCB13... 30 REGMHTTLA13... 33 ANÁLISIS DE LAS SENSIBILIDADES... 36 REGMHTGNC13A... 37 REGMHTGNC13B... 39 REGMHTGNC13C... 41 REGMHTGNC13D... 43 REGMHTGNC13E... 45 REGMHTGNC13F... 47 RESUMEN... 49 CAPÍTULO 7, INTERCONEXIÓN CON COLOMBIA... 54 REGCOLMHTGNC13... 55 CAPÍTULO 8, CONCLUSIONES... 58 ii Octubre de 2013
ÍNDICE DE CUADROS. Cuadro 2.1, Pronóstico de demanda.... 3 Cuadro 2.2, Proyección de Precios del Combustible... 4 Cuadro 2.3, Poder Calorífico de los Combustibles.... 5 Cuadro 3.1, Capacidad Instalada del SIN.... 7 Cuadro 3.2, Sistema de Generación Hidroeléctrico Existente.... 9 Cuadro 3.3, Sistema de Generación Termoeléctrico Existente.... 10 Cuadro 3.4, Pequeñas Centrales y Autogeneradoras... 10 Cuadro 3.5, Unidades de Generación de la ACP.... 11 Cuadro 4.1, Resultados de los Ensayos de la Turba... 15 Cuadro 4. 2 Proyectos con Licencias Definitivas y provisionales para Generación Eólicas... 16 Cuadro 4.3, Proyectos Hidroeléctricos Considerados.... 19 Cuadro 4.4, Proyectos Térmicos Candidatos.... 20 Cuadro 5.1, Parámetros de las Corridas SDDP.... 23 Cuadro 5.2, Planes de Expansión de Centroamérica.... 24 Cuadro 5.3, Planes de Expansión de Centroamérica (Continuación)... 25 Cuadro 6.1, Cronograma de Expansión de Corto Plazo.... 26 Cuadro 6.2, Cronograma de Expansión de Largo Plazo del Escenario REGMHTGNC13 27 Cuadro 6.3, Plan de Expansión de Largo Plazo del Escenario REGMHTCB13.... 30 Cuadro 6.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del escenario REGMHTTLA13.... 33 Cuadro 6.5, Sensibilidades Analizadas.... 36 Cuadro 6.6, Comparación de Planes de Demanda Media... 49 Cuadro 6.7, Comparación de Costos por Escenario... 50 Cuadro 6.8, Comparación de Costos Escenario REGMHTGNC13 vs Sensibilidades... 52 iii Octubre de 2013
ÍNDICE DE GRÁFICOS. Gráfico 3.1, Composición Porcentual de Plantas Hidroeléctricas y Termoeléctricas.... 12 Gráfico 6.1, Costo Marginal de Demanda de Panamá del Escenario REGMHTGNC13... 28 Gráfico 6.2, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13... 29 Gráfico 6.3, Costos Marginales de Panamá del Escenario REGMHTCB13.... 31 Gráfico 6.4, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTCB13.... 32 Gráfico 6.5, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTCB13... 32 Gráfico 6.6, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTTLA13.... 34 Gráfico 6.7, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTTLA13.... 35 Gráfico 6.8, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTTLA13. 35 Gráfico 6.9, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13A.... 37 Gráfico 6.10, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13A 38 Gráfico 6.11, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13A.... 38 Gráfico 6.12, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13B.... 39 Gráfico 6.13, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13B.... 40 Gráfico 6.14, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13B.... 40 Gráfico 6.15, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13C.... 41 Gráfico 6.16, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13C.... 42 Gráfico 6.17, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13C.... 42 Gráfico 6.18, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13D.... 43 Gráfico 6.19, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13D.... 44 Gráfico 6.20, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13D.... 44 Gráfico 6.21, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13E.... 45 iv Octubre de 2013
Gráfico 6.22, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13E.... 46 Gráfico 6.23, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13E.... 46 Gráfico 6.24, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13F.... 47 Gráfico 6.25, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13F.... 48 Gráfico 6.26, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13F.... 48 Gráfico 6.27, Comparación de los Costos Marginales... 51 Gráfico 7.1, Costos Marginales de Panamá del escenario REGCOLMHTGNC13 vs REGMHTGNC13.... 55 Gráfico 7.2, Intercambios PA-CO del escenario REGCOLMHTGNC13... 55 Gráfico 7.3, Intercambios PA-CR del escenario REGMHTGNC13 vs REGCOLMHTGNC13... 56 Gráfico 7.4, Porcentaje de Participación de Generación del escenario REGCOLMHTGNC13... 56 v Octubre de 2013
ÍNDICE DE ANEXOS Tomo II - Anexo 1 Salidas del Caso REGMHTGNC13 Tomo II - Anexo 2 Salidas del Caso REGMHTCB13 Tomo II - Anexo 3 Salidas del Caso REGMHTTLA13 Tomo II - Anexo 4 Codificación de los Planes Tomo II - Anexo 5 Definición de Política y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 Tomo II - Anexo 6 Costo Operativo Térmico Tomo II - Anexo 7 Metodología de los Modelos OPTGEN y SDDP Tomo II - Anexo 8 Topologías de los Proyectos vi Octubre de 2013
GLOSARIO ACP: Autoridad del Canal de Panamá AID: Agencia Internacional para el Desarrollo ANAM: Autoridad Nacional de Ambiente ASEP: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos BEP: Barril Equivalente de Petróleo BLM: Bahía Las Minas BTU o BTu: Unidad de Energía Inglesa, Acrónimo Inglés British Thermal Unit. CENS: Costo de Energía no Servida CIPLP: Costo Incremental Promedio de Largo Plazo CMS: Costo Marginal del Sistema CND: Centro Nacional de Despacho COPESA: Corporación Panameña de Energía, S.A. DFACI: Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión DOE: Departamento de Energía (acrónimo inglés United States Department of the Energy) EDECHI: Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S. A. EDEMET: Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S. A. EGESA: Empresa de Generación Eléctrica, S. A. EIA: Administración de Información Energética de Estados Unidos (Organismo de Estadística y Análisis del Departamento de Energía de los Estados Unidos) ENSA: Empresa de Distribución Eléctrica Elektra Noreste, S. A. EOR: Ente Operador Regional ERNC: Energías Renovables No Convencionales ETESA: Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. vii Octubre de 2013
FMAM: Fondo para el Medio Ambiente Global GNL: Gas Natural Licuado. kw: Kilovatio MER: Mercado Eléctrico Regional MW: Megavatio MWh: Megavatio-hora OPTGEN: (Modelo de Planificación de la Expansión de Generación e Interconexiones Regionales) PEST: Plan de Expansión del Sistema de Transmisión PNUD: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo RT: Reglamento de Transmisión RTMER: Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional SDDP: Stochastic Dual Dynamic Programming SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central SIN: Sistema Interconectado Nacional SNE: Secretaría Nacional de Energía TIR: Tasa Interna de Retorno o Tasa Interna de Rentabilidad TIRE: Tasa Interna de Retorno Económico VPN o VAN: Valor Actual Neto (acrónimo inglés de Net Present Value.) VPNE: Valor Presente Neto Económico viii Octubre de 2013
CAPÍTULO 1, INTRODUCCIÓN La preparación del Plan Indicativo de Generación para el Sistema Interconectado Nacional es una de las funciones de La Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), de acuerdo a lo dispuesto en el capítulo IV del título III de la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997 que señala lo siguiente: Preparar el plan de expansión de generación para el sistema interconectado nacional, el cual será de obligatorio cumplimiento durante los primeros cinco años de vigencia de esta Ley. A partir del sexto año de la entrada en vigencia de la presente Ley, este plan de expansión tendrá carácter meramente indicativo. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación de largo plazo considera y armoniza los criterios y políticas dictadas por la Secretaría Nacional de Energía (SNE), con el objeto de asegurar el abastecimiento de la demanda a costo mínimo y que los planes sean suficientemente flexibles y adaptables a los cambios que determinan las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales que cumplan los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación de largo plazo se enmarca en la ley No 43 del 25 abril de 2011 "Que reorganiza la Secretaría Nacional de Energía y dicta otras disposiciones". En el presente documento se exponen los resultados correspondientes a la revisión y actualización del plan para el período 2013 2027, con especial énfasis en el establecimiento de los requerimientos de suministro de potencia y energía del sistema. Para tal efecto, se consideraron los siguientes antecedentes vigentes a saber: Solicitud de información para la elaboración del Plan de Expansión, hecha a los agentes en diciembre de 2012. Definición de política y criterios para la expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013, emitidos por la SNE. A partir de los antecedentes mencionados, se obtienen planes indicativos para cada uno de los escenarios establecidos por la Secretaría Nacional de Energía al igual que se llevan a cabo análisis de riesgo de estos planes bajo diferentes hipótesis de crecimiento de la demanda. El Plan Indicativo de Generación, una vez concluido y aprobado por la Autoridad de los Servicios Públicos, estará a disposición de los agentes, empresas, instituciones y la sociedad civil. El mismo describe la situación actual de la oferta y la demanda eléctrica con relación a sus variables más relevantes, la dinámica de funcionamiento y las perspectivas de su crecimiento, presentando una visión de desarrollo del sector eléctrico hasta el año 2027. Página No. 1 Octubre de 2013
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CAPÍTULO 2, INFORMACIÓN BÁSICA, CRITERIOS Y PARÁMETROS PRONÓSTICO DE DEMANDA PRONÓSTICOS DE DEMANDA Como resultado de los análisis realizados, se prevé que la demanda de energía eléctrica crecerá anualmente entre 7.46% y 7.88% a corto plazo (201316), para los escenarios medio y alto respectivamente. Es conveniente destacar que para el Corto Plazo, estos parámetros de generación y potencia se han incrementado con respecto a los valores estimados en el PESIN 2012-2026, debido a las altas expectativas económicas que se tienen en la actualidad, para los primeros cuatro años, en que se desarrollan una serie de megaproyectos. Se estima que luego del desarrollo de estos megaproyectos, la evolución económica subsiguiente sea acorde a un proceso ordenado de una economía en desarrollo, con tasas de crecimiento estables de 5% a 6%. Las mayores incertidumbres para el cumplimiento de los estimados de corto plazo de los escenarios moderado y optimista, radican en la continuación o no de varios y lujosos proyectos urbanísticos orientados al segmento de turismo residencial, algunos de los cuales, a la fecha están obstaculizados por las secuelas remanentes de la crisis global, escenificada en el periodo económico-financiero (200709). Cuadro 2.1, Pronóstico de demanda. Energía Potencia Años Optimista Moderado Optimista Moderado GWh D%GWh GWh D%GWh MW D%MW MW D%MW 2012 8,448.0 9.4 8,448.0 9.4 1,351.3 7.7 1,351.3 7.7 2013 9,133.8 8.1 9,084.5 7.5 1,459.3 8.0 1,451.4 7.4 2014 9,928.0 8.7 9,856.9 8.5 1,588.0 8.8 1,576.6 8.6 2015 10,934.8 10.1 10,793.9 9.5 1,746.4 10.0 1,725.5 9.4 2016 11,443.7 4.7 11,266.9 4.4 1,824.9 4.5 1,800.0 4.3 2017 12,135.7 6.0 11,922.1 5.8 1,932.4 5.9 1,903.6 5.8 2018 12,915.6 6.4 12,611.8 5.8 2,053.5 6.3 2,012.5 5.7 2019 13,680.2 5.9 13,333.9 5.7 2,171.7 5.8 2,126.5 5.7 2020 14,487.7 5.9 14,175.0 6.3 2,296.5 5.7 2,259.3 6.2 2021 15,332.1 5.8 14,981.7 5.7 2,426.7 5.7 2,386.5 5.6 2022 16,205.3 5.7 15,818.0 5.6 2,561.0 5.5 2,518.3 5.5 2023 17,111.6 5.6 16,686.0 5.5 2,700.2 5.4 2,654.9 5.4 2024 18,061.0 5.5 17,594.9 5.4 2,845.7 5.4 2,797.8 5.4 2025 19,055.9 5.5 18,542.6 5.4 2,997.9 5.3 2,946.8 5.3 2026 20,204.6 6.0 19,634.0 5.9 3,173.8 5.9 3,118.4 5.8 2027 21,415.9 6.0 20,779.9 5.8 3,359.1 5.8 3,298.5 5.8 Referencia: ETESA, Estudios Básicos, Plan de Expansión 2013 Página No. 3 Octubre de 2013
PRONÓSTICOS DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES Para los precios de los combustibles convencionales (Bunker C, Diesel Liviano) y no convencionales (Gas y Carbón) utilizados para la generación térmica existente y futura del país, se consideró un escenario base de precios medios y altos, aplicándole la tendencia alta ( High Price ) de la proyección estimada por el Annual Energy Outlook de diciembre de 2012 de la EIA/DOE. Esta metodología dio como resultados los precios anuales que fueron acordados para utilizarse mediante la Definición de Políticas y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013, emitidos por la Secretaría Nacional de Energía y entregados a ETESA el 02 de febrero de 2013. En el cuadro 2.2 se presenta la proyección de precios de combustible para el período 201327, utilizados en los análisis del Plan Indicativo de Expansión de la Generación, estimados de acuerdo a lo establecido. El poder calorífico es la cantidad de energía desprendida en la reacción de combustión, referida a la unidad de masa de combustible. El cuadro 2.3, nos presenta el poder calórico para los distintos tipos de combustibles considerados en este estudio. Años Cuadro 2.2, Proyección de Precios del Combustible Distillate Fuel Residual Fuel Carbón (Diesel Liviano) (Bunker) $/Gal $/tone $/Gal Gas Natural US$/m3 2013 3.11 2.40 88.50 0.40 2014 3.94 3.04 112.17 0.41 2015 4.29 3.32 122.22 0.42 2016 4.58 3.54 130.42 0.47 2017 4.68 3.62 133.21 0.48 2018 4.78 3.69 136.07 0.51 2019 4.88 3.77 138.98 0.53 2020 4.98 3.85 141.95 0.53 2021 5.09 3.93 144.99 0.55 2022 5.20 4.02 148.09 0.57 2023 5.31 4.10 151.26 0.59 2024 5.42 4.19 154.50 0.60 2025 5.54 4.28 157.80 0.61 2026 5.66 4.37 161.18 0.62 2027 5.78 4.47 164.63 0.63 Reference: Energy information Administration s US department of Energy (Tasa de Crecimiento a Dic. 2012) Página No. 4 Octubre de 2013
Cuadro 2.3, Poder Calorífico de los Combustibles. Tipo de Combustible Poder Calorífico Búnker ( Residual Fuel Oil ) 6.287000 MM BTU / BBL Diesel Liviano ( Distillate Fuel Oil ) 5.825000 MM BTU / BBL Gas Natural Licuado 35.6280 M BTU / m 3 Carbón ( Coal ) 24.694405 MM BTU / Ton Fuente: Energy information Administration s US department of Energy CRITERIOS Y PARÁMETROS El objetivo principal de este estudio es obtener Planes de Expansión de Generación de mínimo costo, siguiendo la Definición de Política y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional elaborado por la Secretaría Nacional de Energía. CRITERIO DE MÍNIMO COSTO. Como se indicó anteriormente, los planes que se obtienen son de mínimos costos totales (costos de inversión más costos de operación y mantenimiento más costos de déficit), traídos a valor presente. Adicionalmente, estos planes deben satisfacer los criterios establecidos de confiabilidad de potencia y de energía. COSTO INCREMENTAL PROMEDIO DE LARGO PLAZO (CIPLP). Este representa el costo de largo plazo de servir una unidad adicional de demanda. Se calcula como la relación entre los incrementos anuales de costos totales (inversión, fijos y variables de operación y mantenimiento) actualizados al año referencial, y los incrementos anuales de demanda, igualmente actualizados al año referencial. La tasa de actualización que se utiliza debe ser la misma tasa de descuento que se usó en el plan. CRITERIO DE CONFIABILIDAD. i. En el caso de la energía, para ningún año del período de planificación se permite déficit que supere el 2.0% de la demanda de cualquier mes, en más del 5.0% de las series hidrológicas, además. ii. No se permiten déficit de cualquier cantidad que aparezcan para el mismo mes de cualquier año del período de planificación en todas las series hidrológicas. COSTO DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA. Se establece como costo de racionamiento de energía para esta revisión del Plan de Expansión un valor único de 1,850.0 $/MWh, que corresponde al costo de energía no servida (CENS) de acuerdo con la Resolución AN No. 2152-Elec de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). Página No. 5 Octubre de 2013
El parque de generación propuesto debe tener en todo momento una reserva mínima correspondiente al porcentaje de reserva de confiabilidad de largo plazo de 5.79% Calculado por el CND de acuerdo a las reglas comerciales y aprobadas por la ASEP con la Resolución AN No.5622-Elec de 28 de Septiembre de 2012. PARÁMETROS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS Se establece un horizonte de planificación de 15 años, utilizando costos de mercado para la inversión y una tasa anual de descuento de 12.0%. CRITERIOS ECONÓMICOS La vida económica o útil de las plantas hidroeléctricas se ha supuesto en 50 años. Se usará como costo fijo de operación y mantenimiento de las plantas hidroeléctricas valores varían entre 10 $/kw-año y 60 $/kw-año. Página No. 6 Octubre de 2013
CAPÍTULO 3, SISTEMA DE GENERACIÓN EXISTENTE La capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional a marzo de 2013, es de 2175.66 MW, de los cuales 1405.41 MW corresponden a centrales hidroeléctricas y 770.25 MW a centrales termoeléctricas. Esto equivale a 64.60% de capacidad instalada de origen hidroeléctrico y 35.40% termoeléctrico. Las cifras mencionadas no consideran las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), ni los sistemas aislados. 64.60% 35.40% Termoeléctricas Hidroeléctricas En el Cuadro 3.1 se detallan los diferentes agentes existentes con su capacidad instalada (MW). Cuadro 3.1, Capacidad Instalada del SIN. Capacidad Instalada Agente Generador MW % AES Panamá, S.A. 481.96 22.15% ENEL Fortuna, S.A. 300.00 13.79% GDF SUEZ - Bahia Las Minas Corp, S.A. 280.00 12.87% AES Changuinola, S.A. 222.17 10.21% GDF SUEZ - Alternegy, S.A. 179.43 8.25% Generadora del Atlántico, S.A. 150.00 6.89% Ideal Panamá, S.A. 141.90 6.52% PAN-AM Generating Ltd. 96.00 4.41% Pedregal Power Company 53.53 2.46% Térmica del Caribe, S.A. 50.52 2.32% Empresa de Generación Eléctrica, S.A. 42.80 1.97% Energía y Servicios de Panamá, S.A. 32.08 1.47% GDF SUEZ - Bontex, S.A. 25.34 1.16% Generadora Pedregalito, S.A. 20.00 0.92% Caldera Energy Corp. 19.75 0.91% Generadora Alto Valle, S.A. 15.50 0.71% Hidro Piedra, S.A. 14.00 0.6 Generadora Río Chico S.A. 12.89 0.59% Istmus Hydropower Corp 11.00 0.51% Paso Ancho Hydro-Power, Corp. 6.00 0.28% Hidroibérica, S.A. 5.35 0.25% Saltos de Francoli S.A. 4.95 0.2 Hidro-Panamá, S.A. 4.30 0.20% Hidro Boquerón, S.A. 3.50 0.16% Pequeñas Centrales - Autogeneradores 2.69 0.12% S 2175.66 100% Referencia: ETESA. Revisión del Plan del Expansión 2013. Página No. 7 Octubre de 2013
SISTEMA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICO Panamá cuenta con gran cantidad de recursos hídricos con condiciones geográficas propicias para el desarrollo de proyectos de generación hidroeléctricos, hecho que se hace notable en los últimos años donde la componente hidroeléctrica en el parque de generación representa un 64.6%. El parque de generación Hidroeléctrico del Sistema Eléctrico Nacional asciende a 1405.41 MW de capacidad instalada y está conformado por un significativo número de infraestructuras, localizadas, en su mayoría, en la región occidental de la República, donde funcionan los complejos hidroeléctricos más grandes del país. Estos ofrecen más del 80 por ciento del potencial eléctrico que llega a los consumidores de todo el país. Las centrales La Estrella, Los Valles y Estí, la Central Hidroeléctrica Fortuna, la cual hasta la fecha sigue siendo la central con mayor capacidad instalada de todo el parque de generación de Panamá, son algunas de las centrales que se localizan en la provincia de Chiriquí. En la parte noroccidental de la República de Panamá, se incorporó al sistema la Central Hidroeléctrica Changuinola I, cuya construcción se inició en octubre de 2007 y entró en operación comercial en noviembre de 2011. Changuinola I cuenta con una potencia instalada de 222.17 MW y una generación anual estimada de 1,046.05 GWh, siendo este el proyecto energético más importante en los últimos 30 años. Al otro lado del país, hacia el lado este de la Provincia de Panamá, se encuentra la Central Hidroeléctrica Bayano, la cual está ubicada aproximadamente a 80 kilómetros al este de Ciudad de Panamá. La planta hidroeléctrica de Bayano aprovecha las aguas fluyentes del Río Bayano que alimentan un embalse de 350 kilómetros cuadrados, siendo este el de mayor tamaño del país. En el segundo semestre del 2012, se incorporan al sistema interconectado los proyectos hidroeléctricos Gualaca, Lorena y Prudencia localizados a pocos kilómetros de David, capital de la provincia de Chiriquí, de igual firma entran en operación las centrales Bajo de Mina y Baitún adicionando una capacidad instalada importante en pocos meses. El cuadro 3.2 muestra el sistema de generación hidroeléctrica existente de las diferentes unidades de generación que forman parte del SIN, con sus capacidades instaladas y sin incluir pequeñas centrales hidroeléctricas autogeneradoras, las cuales se muestran en el cuadro 3.4. Página No. 8 Octubre de 2013
Cuadro 3.2, Sistema de Generación Hidroeléctrico Existente. Capacidad Instalada Energía Anual Promedio GWh Agente Generador Nombre Tipo de Potencia Firme Planta MW MW Generadora Alto Valle, S.A. Cochea Filo de Agua 15.50 3.0640 60.70 Ideal Panamá, S.A Baitún Filo de Agua 85.90 31.0900 407.70 GDF SUEZ - Alternegy, S.A. Prudencia Filo de Agua 58.66 50.0900 273.15 Ideal Panamá, S.A Bajo de Mina Filo de Agua 56.00 20.0700 265.60 GDF SUEZ - Alternegy, S.A. Lorena Filo de Agua 33.77 30.6200 168.62 GDF SUEZ - Bontex, S.A. Gualaca Filo de Agua 25.34 23.0400 126.55 Hidro Piedra, S.A. RP-490 Filo de Agua 14.00 3.3720 64.00 Hidroibérica, S.A. El Fraile Filo de Agua 5.35 0.4993 32.00 AES Changuinola Changuinola 1 Embalse 212.40 165.6700 970.90 Generadora Pedregalito, S.A. Pedregalito Filo de Agua 20.00 5.2500 94.40 Generadora Río Chico S.A. Pedregalito 2 Filo de Agua 12.89 3.2200 55.15 AES Changuinola Mini Chan Filo de Agua 9.77 9.6600 75.60 Saltos de Francoli S.A. Los Planetas 1 Filo de Agua 4.95 0.9100 24.65 Paso Ancho Hydro-Power, Corp. Paso Ancho Filo de Agua 6.000 4.3000 37.00 Hidro Boquerón, S.A. Macano Filo de Agua 3.50 0.8980 21.21 Caldera Energy Corp. Mendre Filo de Agua 19.75 3.9243 100.00 Energía y Servicios de Panamá, S.A. Algarrobos Filo de Agua 9.86 2.4100 48.25 Istmus Hydropower Corp Concepción Filo de Agua 11.00 2.4900 65.00 AES Panamá, S.A. Estí Filo de Agua 120.00 112.6700 620.00 Hidro-Panamá, S.A. Antón III Filo de Agua 1.50 0.2600 5.75 Hidro-Panamá, S.A. Antón I Filo de Agua 1.40 0.2400 5.75 Hidro-Panamá, S.A. Antón II Filo de Agua 1.40 0.2400 5.75 ENEL Fortuna, S.A. Fortuna Embalse 300.00 290.2050 1600.00 AES Panamá, S.A. Los Valles Filo de Agua 54.76 17.6300 304.00 AES Panamá, S.A. La Estrella Filo de Agua 47.20 16.1300 249.00 AES Panamá, S.A. Bayano Embalse 260.00 160.1200 577.00 Energía y Servicios de Panamá, S.A. La Yeguada Filo de Agua 6.60 3.0000 32.14 Energía y Servicios de Panamá, S.A. Macho de Monte Filo de Agua 2.496 0.8000 11.10 Energía y Servicios de Panamá, S.A. Dolega Filo de Agua 3.12 1.1000 16.10 S 1403.12 962.97 6317.07 Referencia: ETESA. Revisión del Plan del Expansión 2013. SISTEMA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICO En la Provincia de Colón se localiza el principal plantel térmico del país, destacándose el complejo termoeléctrico de Bahía Las Minas, que cuenta con un Ciclo Combinado de Diesel y la primera planta termoeléctrica de carbón en Panamá, con una capacidad de 120.0 MW. Además, en esta misma provincia se encuentra la planta térmica Cativá de 87.0 MW, el plantel térmico El Giral de 50.52 MW y Termocolón con 150.0 MW de capacidad instalada. En la Provincia de Panamá se ubican el resto de las plantas térmicas. En el lado oeste de la Ciudad de Panamá se encuentra PAN-AM y al lado este se localiza PACORA. Las Turbinas de Gas propiedad de la Empresa de Generación Eléctrica S.A. (EGESA), con una capacidad instalada de 42.8 MW, están ubicadas a un costado del Centro Nacional de Despacho en la Ciudad de Panamá. En el cuadro 3.3, se muestran las principales características de las plantas térmicas existentes, sin incluir pequeñas centrales termoeléctricas. Página No. 9 Octubre de 2013
Adicionalmente, al igual que hay pequeñas plantas hidroeléctricas, existen plantas termoeléctricas de capacidades menores, que se detallan en el cuadro 3.4. En cuanto a los retiros de unidades de generación cabe mencionar como único retiro programado a la fecha, el de las Turbinas de Gas propiedad de EGESA el cual se contempla para el 31 de marzo de 2014. Cuadro 3.3, Sistema de Generación Termoeléctrico Existente. Capacidad Tipo de Potencia Agente Generador Nombre Tipo de Planta Instalada Combustible Firme MW MW Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. AUTO GENERADORES Se define como auto generador a la persona natural o jurídica que produce y consume energía eléctrica en un mismo predio, para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o asociados, pero que puede vender excedentes a otros Agentes del Mercado. Existen pequeñas centrales generadoras menores de 1 MW declaradas como auto generador (Canopo) o que están conectadas a la red de distribución o que mantienen un contrato con las mismas. Estas se muestran a continuación en el Cuadro 3.4 Cuadro 3.4, Pequeñas Centrales y Autogeneradoras Referencia: ETESA. Revisión del Plan del Expansión 2013. Rendimiento Gal/MWh Pedregal Power Company Pacora Motor de Media Velocidad Búnker 53.53 53.5300 57.23 PAN-AM Generating Ltd. Pan_Am Motor de Media Velocidad Búnker 96.00 96.0000 57.13 GDF SUEZ - Alternegy, S.A. Térmica Cativá Motor de Media Velocidad Búnker 87.00 80.0000 62.42 Térmica del Caribe, S.A. El Giral Motor de Media Velocidad Búnker 15.60 14.4685 61.51 Térmica del Caribe, S.A. El Giral II Motor de Media Velocidad Búnker 34.92 32.5565 60.64 Generadora del Atlántico, S.A. Termocolón Ciclo Combinado Diesel Liviano 150.00 144.5000 63.84 Empresa de Generación Eléctrica, S.A. Panamá 1 Turbina de Gas Diesel Liviano 21.40 19.0000 116.34 Empresa de Generación Eléctrica, S.A. Panamá 2 Turbina de Gas Diesel Liviano 21.40 19.0000 114.66 Energía y Servicios de Panamá, S.A. Capira Motor de Media Velocidad Diesel Liviano 5.50 5.5000 79.72 Energía y Servicios de Panamá, S.A. Chitre Motor de Media Velocidad Diesel Liviano 4.50 4.5000 79.72 GDF SUEZ - Bahia Las Minas Corp, S.A. Ciclo Comb.BLM Ciclo Combinado Diesel Liviano 160.00 147.4700 70.03 GDF SUEZ - Bahia Las Minas Corp, S.A. Bahía las Minas Carbón Turbina de Vapor Carbón 120.00 108.0000 0.56 S 769.85 724.5250 Agente Generador Nombre de la Planta Tipo de Planta Capacidad Instalada MW Café de Eleta, S.A. Candela Hidroeléctrica 0.5400 Arkapal, S.A. Arkapal Hidroeléctrica 0.6750 Empresas Melo, S.A. El Salto Hidroeléctrica 0.3400 Empresas Melo, S.A. Río Indio Hidroeléctrica 0.7330 Empresas Melo, S.A. Canopo Termoeléctrica 0.4000 S S S 2.6880 Termoeléctricas 0.400 Hidroeléctricas 2.2880 Página No. 10 Octubre de 2013
La Autoridad del Canal de Panamá (ACP) como el auto generador más grande del SIN, cuenta con una capacidad instalada de 216 MW, de la cual un 27.8% corresponde a plantas hidroeléctricas y el 72.2% restante a plantas térmicas. El objetivo de la ACP es mantener el buen funcionamiento del Canal de Panamá, por lo que sus transacciones con el Mercado Mayorista se basan en ofertar sus excedentes de energía y potencia. La Autoridad del Canal de Panamá está instalando dos motores de dos tiempos en la Planta Termoeléctrica de Miraflores, que reemplazarán a las turbinas de vapor (MIRG3 y MIRG4). Estas nuevas unidades MIRG9 y MIRG10 contaran con una potencia nominal por unidad de 39.33 MW y potencia continua a plena carga de 37 MW. Se programa que para el 27 de julio del 2013 estos motores entren a operar, y que a partir del 31 de diciembre de 2013, las turbinas de vapor salgan de servicio. A continuación, se muestran en el cuadro 3.5 las actuales unidades de generación de la ACP. Cuadro 3.5, Unidades de Generación de la ACP. Capacidad Instalada Nombre Tipo de Planta MW Gatún-1 Hidroeléctrica 3.00 Gatún-2 Hidroeléctrica 3.00 Gatún-3 Hidroeléctrica 3.00 Gatún-4 Hidroeléctrica 5.00 Gatún-5 Hidroeléctrica 5.00 Gatún-6 Hidroeléctrica 5.00 Madden-1 Hidroeléctrica 12.00 Madden-2 Hidroeléctrica 12.00 Madden-3 Hidroeléctrica 12.00 Miraflores-1 Termoeléctrica (TG) 10.00 Miraflores-2 Termoeléctrica (TG) 10.00 Miraflores-3 Termoeléctrica (TV) 25.00 Miraflores-4 Termoeléctrica (TV) 39.00 Miraflores-5 Termoeléctrica (TG) 18.00 Miraflores-6 Termoeléctrica (MMV) 18.00 Miraflores-7 Termoeléctrica (MMV) 18.00 Miraflores-8 Termoeléctrica (MMV) 18.00 S Hidroeléctrica 60 27.78% Termoeléctrica 156 72.22% Fuente: ACP, Autoridad Del Canal de Panamá 216.00 Tipo S Porcentaje Página No. 11 Octubre de 2013
De los 2172.97 MW instalados en la República de Panamá (sin tomar en cuenta las pequeñas centrales, autogeneradoras y las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá), 1403.12 MW corresponden a plantas hidroeléctricas y 769.85 MW a plantas térmicas, lo que refleja una distribución porcentual de 64.57 % y 35.4 respectivamente. En el Gráfico 3.1, se muestra la composición porcentual de ambos tipos de centrales en el sistema panameño. Gráfico 3.1, Composición Porcentual de Plantas Hidroeléctricas y Termoeléctricas. 13.21% 14.27% 0.46% Hidroelécticas de Embalse Hidroelécticas de Pasada 29.0 5.52% 1.97% Motores de Media Velocidad (Búnker) Ciclo Combinado Tubinas de Vapor 35.5 Motores de Media Velocidad (Diesel) Tubinas de Gas Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Página No. 12 Octubre de 2013
CAPÍTULO 4, FUENTES Y SISTEMA DE GENERACIÓN FUTURA La volatilidad en los precios del combustible y la disponibilidad de tecnologías de mayor eficiencia y con un impacto ambiental sensiblemente menor que las plantas convencionales que utilizan derivados del petróleo hacen cada vez mayor la necesidad de diversificar las fuentes de generación de electricidad. Es importante estudiar e incorporar nuevas fuentes de generación, incluyendo alternativas como pequeñas, micro y mini centrales hidroeléctricas, centrales eólicas, centrales fotovoltaicas y de gas natural. FUENTES DE GENERACIÓN POTENCIAL EÓLICO Los avances en el sector de la energía eólica han venido tomando fuerza en la región de Centro América en países como Costa Rica, Nicaragua y recientemente en Honduras y en Panamá en donde se realizó en el 2011, la primera licitación para compra de energía exclusivamente de generadores eólicos. En marzo del 2001 se presentaron los resultados del estudio Desarrollo de la Energía Eólica en Panamá, auspiciado por el Fondo para el Medio Ambiente Global (FMAM) y administrado en Panamá por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), que incluyó, entre otros, los datos eólicos medidos y analizados de seis (6) sitios con potencial eólico en el istmo, la elaboración del mapa eólico nacional. El proyecto tuvo por objetivo principal la identificación de barreras que impiden el desarrollo de la fuente eólica como parte de la oferta eléctrica en Panamá y el diseño y la implementación de un plan estratégico, que considerara el proceso de reestructuración del sub sector eléctrico, con el propósito de facilitar la penetración de esta fuente. A mediados del año 2011, la SNE de Panamá contrato los Servicios de una Consultoría a la compañía DIgSILENT para la Determinación de la Capacidad Máxima de Generación Eólica a Instalarse en el SIN. Los resultados del estudio indican que el sistema tiene la capacidad de soportar la adición de entre 150MW hasta 450 MW en el periodo 2014 17. Página No. 13 Octubre de 2013
POTENCIAL FOTOVOLTAICO Los rayos solares que llegan a la superficie terrestre se pueden convertir directamente en electricidad (Fotovoltaica) o calor (termo solar). El calor, a su vez, puede ser utilizado directamente como calor o para producir vapor y generar electricidad. La tecnología fotovoltaica convierte la luz solar en energía eléctrica directamente usando fotones de la luz del sol para excitar los electrones a niveles de energía más altos. La diferencia de potencial resultante a través de las celdas solares permite el flujo de una corriente eléctrica. Aunque esta tecnología actualmente es utilizada en aplicaciones residenciales en pequeña escala, también puede ser escalada para aplicarse en centrales eléctricas mayores. La inversión en el sector de energía solar es indiscutiblemente la mejor alternativa posible en estos tiempos cambiantes. Con la economía mundial que evoluciona apresuradamente, adicional a la población mundial en apogeo, la demanda de una fuente de energía alternativa y particularmente de la energía solar está en alza. La energía solar es la recurso ideal ya que utiliza el recurso más abundante de la naturaleza. Al instalar un sistema de energía solar, ayudamos a reducir la cantidad de gases de efecto invernadero y por ende aseguramos un mejor mañana a las generaciones futuras. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO El Plan de Expansión del Sistema de Generación debe considerar los proyectos hidroeléctricos más factibles que permitan disminuir el impacto de los precios de los derivados del petróleo a nivel mundial y promuevan el desarrollo racional y sustentable de los recursos naturales del país. La última re-evaluación realizada por ETESA, indica el potencial resultante de los mejores esquemas de aprovechamientos en las cuencas de los Ríos Changuinola, Teribe, Santa María y San Pablo. En cuanto a la inclusión de los esquemas de proyectos micro, mini y medianos podemos indicar que el listado o catálogo de estudios hidroeléctricos cuenta con aproximadamente 180 proyectos que representan un potencial hídrico disponible inventariado de 3,040.3 MW. En el Anexo 8 se puede ver la topología de estos proyectos. Como dato relevante de este inventario, podemos mencionar que el mismo comprende estudios de proyectos hidroeléctricos a nivel de reconocimiento con un potencial de 1,030.0 MW, y unos 2,010.2 MW en estudios de proyectos a nivel de prefactibilidad, factibilidad y diseño. Según el estudio realizado, el aprovechamiento hidroeléctrico sería de 1,169.0 MW en la cuenca del Río Changuinola, 369.6 MW en la cuenca del Río Santa María, 243.5 MW en la cuenca del Río San Pablo y 1258.8 MW, lo integran diversas cuencas a Página No. 14 Octubre de 2013
nivel nacional, en la que destaca la cuenca del Río Chiriquí Viejo. POTENCIAL TÉRMICO TURBA En 1985, con el apoyo de la Agencia para el Desarrollo Internacional (AID), se localizó un depósito importante de turba de buena calidad y potencial, cerca de Changuinola, Provincia de Bocas del Toro en el noroeste de la República de Panamá. El depósito de turba de Changuinola ocupa una zona de más 80 km 2 con un espesor promedio de 8 m. Del análisis de su geometría y composición, se estimó la cantidad del recurso de turba utilizable para combustible en alrededor de 118.0 millones de toneladas métricas (con un contenido de humedad de 35%). Esta cantidad de turba es considerable, comparada con niveles mundiales. Es suficiente para abastecer de combustible a una planta de energía de 30 MW por un período de más de 30 años. En el cuadro 4.1 se presentan los resultados de las características físico-químicas del material. Cuadro 4.1, Resultados de los Ensayos de la Turba. Tipo de Turba Contenido de fibra Carbón fijo Materia volátil Ceniza Materia orgánica Humedad Valor calorífico PH Densidad del Total Contenido de madera Absorbencia (Capacidad de retención de agua) Temperatura de fusión de la ceniza Juncia.hierba-helecho (pastos), especies del tipo sagitaria y otras, bosques pantanoso, ninfeáceas sagitaria (lirios de agua), rizoforo, en transición 26% de fibra, 58% hémico, 16% sáprico (región central) 3 (promedio del peso seco) 62% (promedio del peso seco) (promedio del peso seco) 96% (promedio del peso seco) 85% a 95% (variación aproximada) 10,000 Btu/lb(promedio en seco) / 8,824 a 11,310 Btu/lb variación 3.5 a 4.8 variación aproximada en área central 0.1g/cm 3 (aprox.) Despreciable De 1400% a 2400% (aprox.) 2270 ºF temperatura inicial condiciones reductoras 2310 ºF temperatura inicial condiciones de oxidación 2640 ºF fluido condiciones reductoras 2670 ºF condiciones de oxidación Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 COMBUSTIBLES FÓSILES En consideración a las directivas de la SNE de diversificar las fuentes de suministro de energía para producir electricidad, se contempla que en los análisis de los casos a desarrollar por ETESA, se promueva el desarrollo racional y sustentable de los recursos naturales y en su defecto a la utilización de fuentes energéticas no tradicionales en Panamá, como el gas natural licuado, utilizando la última tecnología para la mitigación de las emisiones de los gases de efecto invernadero y cumpliendo con las normas ambientales correspondientes. La alternativa de suministro con gas natural, debe ser enfocada y analizada a través del acopio del gas natural licuado, cuya infraestructura está estipulada a instalarse en la Provincia de Colón. Con respecto a la generación termoeléctrica convencional en base a combustibles derivados del petróleo como el Búnker, Diesel Oil la SNE sugiere utilizar los escenarios de Página No. 15 Octubre de 2013
proyección más recientes de la EIA- DOE. SISTEMA DE GENERACIÓN FUTURA PROYECTOS EÓLICOS El día 8 de noviembre de 2011, se realizó el Acto de Concurrencia de la licitación LPI N ETESA 05-11, para la contratación del suministro de Sólo Energía para centrales de Generación Eólica, para el período comprendido del 1 de enero de 2014 al 31 de diciembre de 2028, donde se adjudicaron las ofertas presentadas por la empresa Unión Eólica Panameña, S.A. para los parque eólicos Nuevo Chagres, Rosa de los Vientos, Portobelo Ballestillas y Marañón. A la fecha, ETESA tiene conocimiento de que se han dado avances importantes de proyectos eólicos, los cuales cuentan con viabilidad de acceso a la red de transmisión aprobados. Estos proyectos son: Antón con 105.0 MW, Toabré con 150.0 MW, los proyectos Viento Sur y Escudero de Helium Energy Panamá de 250 MW de capacidad total instalada, el proyecto eólico Penonomé de 336.0 MW y el proyecto Santa Cruz de 54 MW, estos ubicados en la Provincia de Coclé. Existe un gran interés por parte de inversionistas por el desarrollo de proyectos eólicos, hecho que se refleja en la gran cantidad de proyectos con licencia definitiva o provisional otorgada por la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP). En el cuadro 4.2 se presenta un listado de estos proyectos. Cuadro 4. 2 Proyectos con Licencias Definitivas y provisionales para Generación Eólicas Página No. 16 Octubre de 2013
Empresa Nombre del Proyecto Ubicación MW Estado Fersa Panamá, S.A. Toabre Cocle Penonome Toabre y Tolú 225 Licencia Definitiva Fersa Panamá, S.A. Antón Coclé Antón Juan Díaz, San Juan de Dios, Antón (cab.), Caballero, Santa Rita y El Chirú. 105 Licencia Definitiva Unión Eólica Panameña, S. A. Nuevo Chagres Coclé Penonomé Coclé y el Coco 169 Licencia Definitiva Unión Eólica Panameña, S. A. Marañón Coclé Penonomé Juan Díaz y el Coco 18 Licencia Definitiva Unión Eólica Panameña, S. A. Portobelo Coclé Penonomé Coclé y El Coco 48 Licencia Definitiva Unión Eólica Panameña, S. A. Helium Energy Panamá, S.A. La Rosa de los Vientos Viento Sur Coclé Penonomé El Coco,Coclé,Carañal y Penonomé Cabecera Veraguas, Comarca de Ngöbe Bugle Santa Fe y Ñürüm Santa Fe y el Cuay, El Paredón 102 Licencia Definitiva 150 Licencia Definitiva Helium Energy Panamá, S.A. Escudero Veraguas Santa Fe Santa Fe y el Alto 50 Licencia Definitiva Sociedad Eólica de Panamá, S.A. Energía y Servicios de Panamá, S.A. (ESEPSA) Boquete Hornitos Chiriquí, Comarca Ngöbe Bugle Boquete,Kankintú Los Naranjos Jaramillo y Caldera, Burí Chiriquí Gualaca Hornitos, Paja de Sombrero y Gualaca (cab.) 100 Licencia Provisional 34.5 Licencia Provisional Innovent Central América, S.A. El Potrero Coclé Penenomé Pajonal 54 Licencia Provisional Innovent Central América, S.A. Cabuya Coclé Antón Cabuya,Río Cabuya Hato y Santa Rita. 54 Licencia Provisional Energy & Environmental Engineering Corp (3E) La Colorada Coclé Antón Antón 80 Licencia Provisional Innovent Central America, S.A. Santa Cruz Coclé Penonomé Pajonal y El coco 74 Licencia Provisional WDP Panamá. S.A. La Candelaria Los Santos Pocrí La Candelaria 10 Licencia Provisional EU Coprporation S.A. El Aguila Panamá Chepo Las Margaritas 200 Licencia Provisional Unión Eólica Panameña, S.A. Cerro Azul Panamá Panamá Pacora y 24 de Diciembre 40.8 Licencia Provisional Innovent Central America, S.A. Cerro Jefe Panamá Panamá Pacora y 24 de Diciembre 52 Licencia Provisional Helium Energy Panama, S.A. Centroamericana de Renovables, S.A. Tesoro Veraguas I Veraguas Santa Fe, Cañazas, San Francisco El Cuay, Los Valles y San Marcelo, Remance Veraguas Cañazas Los Valles, Valle Bonito, El Paredón Comarca Ngobe Buglé Kusapín y Ñurum 105 Licencia Provisional 91 Licencia Provisional Santa Fe Energy, S.A. La Vikinga Veraguas Santa Fe Santa Fe y El Cuay 81 Licencia Provisional PROYECTOS FOTOVOLTAICOS Fuente: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) Actualmente, la Empresa de Generación Eléctrica, S.A., inició el desarrollo del primer plantel fotovoltaico que se integrará a la matriz energética nacional. El mismo contará con una potencia inicial instalada de 2.4 MW. Este proyecto se ubicará en la zona central del país, específicamente en el Distrito de Parita, Provincia de Herrera. TURBA Al no existir al presente, ningún proyecto vigente con la disponibilidad de información técnica y económica para el desarrollo del proyecto y basado en los criterios establecidos por la SNE a través de la Definición de Políticas y Criterios para la Revisión del Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013, se omite la inserción de este recurso como fuente de generación eléctrica a considerarse en este estudio. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS En el marco de la Ley No. 6 de febrero de 1997, se establece que la ASEP, tiene la facultad de otorgar concesiones de proyectos hidroeléctricos y geotérmicos. Aún cuando se analizaron diversos proyectos que cuentan con concesión, muchos no fueron tomados en cuenta para el estudio, debido a que no tenían la conducencia de aguas de la ANAM, o porque los promotores no entregaron la información completa que permitiera caracterizar y modelar el proyecto. Página No. 17 Octubre de 2013
Dada la nueva disposición de la ASEP de retirar las concesiones a aquellos promotores que por una razón u otra se hayan retrasado significativamente en el inicio de la construcción de sus respectivos proyectos, no aparecen considerados aquellos proyectos que mantienen esta situación. En consecuencia, el catálogo de proyectos hidroeléctricos, solamente incluye aquellos proyectos con estudios a nivel de reconocimiento, pre-factibilidad, factibilidad o que efectivamente se encuentran en construcción. partir de qué fecha los proyectos candidatos cuentan con posibilidades reales de incorporarse al sistema de generación. El Cuadro 4.3 muestra las características generales y año de entrada de los proyectos hidroeléctricos candidatos considerados en la actualización del Plan Indicativo de Generación 2013. En consenso, la SNE, ASEP y ETESA, determinaron cuáles y a Página No. 18 Octubre de 2013
Agente Generador Nombre Tipo de Planta Capacidad Instalada MW Potencia Firme MW Energía Anual Promedio GWh Costo Fijo O&M $/KW-Año Costo de Construcción $/KW Punto de Conexión al Sin Electro Generadora del Istmo S.A. Mendre 2 Filo de Agua 8.00 1.5560 38.62 40.00 2500.00 S/E Caldera Las Perlas Norte, S.A. Las Perlas Norte Filo de Agua 10.00 2.4613 65.70 40.00 2500.00 S/E Boquerón III Las Perlas Sur, S.A. Las Perlas Sur Filo de Agua 10.00 2.4613 65.70 40.00 2512.20 S/E Boquerón III Hidroeléctrica San Lorenzo S.A. San Lorenzo Filo de Agua 8.40 1.3330 40.48 40.00 3083.33 S/E Mata de Nance Electron Investment Monte Lirio Filo de Agua 49.95 32.3800 275.70 25.00 2880.93 S/E Dominical 3 Electron Investment Pando Filo de Agua 33.30 25.1300 178.40 25.00 3100.00 S/E Dominical 3 Hidronorth Corp. La Huaca Filo de Agua 5.05 0.1720 24.63 40.00 3532.82 S/E Llano Sanchez Desarrollos Hidroeléctricos Corp. San Andres Filo de Agua 10.00 2.5380 38.00 40.00 2697.87 S/E Baitún Los Naranjos Overseas, S.A. El Síndigo Filo de Agua 10.00 3.0000 48.00 40.00 2200.00 S/E Caldera Hydro Caisán, S.A. El Alto Filo de Agua 69.48 22.1400 293.00 20.00 2236.16 S/E Dominical 3 Panama Hydroelectrical Development Co. S.A. Santa Maria 82 Filo de Agua 25.60 7.6800 91.97 25.00 3128.97 S/E Santa María Hidroecológica del Teribe, S.A Bonyic Filo de Agua 31.86 22.2200 156.00 25.00 3841.85 S/E Changuinola Fountain Intertrade Corp. Bajo Frío Filo de Agua 56.00 16.5100 250.00 20.00 3214.29 S/E Bajo Frío Caldera Power Inc. Caldera Filo de Agua 4.10 1.2300 15.90 40.00 3416.05 S/E Caldera Fuerza Eléctrica del Istmo, S.A. Los Planetas 2 Filo de Agua 8.58 3.3500 40.83 40.00 3670.83 S/E Mata de Nance Eco Hidro Paraiso, S.A. Asturias Filo de Agua 4.10 1.2300 nd 40.00 3200.00 S/E Boquerón III Generadora del Istmo S.A. Barro Blanco Filo de Agua 28.56 11.5700 131.08 25.00 3480.00 S/E Barro Blanco 2 Natural Power & Resources, S.A. Cañazas Filo de Agua 5.94 0.6800 27.17 40.00 3609.65 S/E San Bartolo 1 Mifta Power, Inc. Santa María Filo de Agua 26.00 12.5400 111.50 25.00 3200.00 S/E San Bartolo 1 Hidroeléctrica Los Estrechos S.A. Los Estrechos Filo de Agua 12.30 3.6900 44.40 30.00 2195.00 S/E San Bartolo 1 Estrella del Sur, S.A. Ojo de Agua Filo de Agua 9.00 3.0000 nd 40.00 3200.00 S/E Llano Sanchez Hidroeléctrica Tizingal S.A. Tizingal Filo de Agua 4.64 2.5500 33.30 40.00 2809.87 S/E Boquerón III Hidroeléctrica Bajos del Totuma, S.A. Bajo de Totumas Filo de Agua 5.00 1.9490 33.11 40.00 4049.43 S/E Boquerón III 9 Power, S.A. La Palma Filo de Agua 2.02 0.2360 9.51 40.00 2419.22 S/E Llano Sanchez Hidroeléctrica Río Piedra, S.A. Río Piedra Filo de Agua 10.00 3.0000 nd 40.00 2842.72 S/E Santa Rita Reforestadora Cañazas, S.A. La Laguna Filo de Agua 9.30 2.7900 46.34 40.00 2634.41 S/E San Bartolo 1 Corporación de Energía del Istmo Ltd. Las Cruces Filo de Agua 14.40 3.1700 55.78 30.00 2616.09 S/E San Bartolo 1 Corporación de Energía del Istmo Ltd. San Bartolo Filo de Agua 15.08 5.6400 64.14 30.00 2426.87 S/E San Bartolo 1 Consorcio Hidroeléctrico Tabasará, S.A. Tabasará II Filo de Agua 34.50 11.9000 148.50 25.00 3540.79 S/E Veladero Hidro Burica, S.A. Burica Filo de Agua 50.00 22.3100 250.00 20.00 3134.73 S/E Burica Navitas Internacional, S.A. Chuspa Filo de Agua 8.80 2.1200 46.23 40.00 3200.00 S/E Boquerón III Fuerza Hidráulica del Caribe, S.A. Potrerillos Filo de Agua 4.17 1.2522 27.21 40.00 2000.96 S/E Caldera Hidroenergía Company Corp. Cerro La Mina Filo de Agua 6.10 1.0000 26.40 40.00 3594.77 S/E San Bartolo 1 Rìo Power, S.A. Cerro Viejo Filo de Agua 4.00 1.5000 18.00 40.00 3271.03 S/E San Bartolo 1 Empresa de Generación Eléctrica, S. A. Remigio Rojas Filo de Agua 6.50 1.9500 37.60 40.00 2243.02 S/E Boquerón III Aht,S.A. Los Trancos Filo de Agua 0.95 0.2600 4.40 60.00 2495.24 S/E Llano Sanchez Panama Energy Business, Inc Lalin III Filo de Agua 22.00 1.0710 83.00 25.00 2900.00 S/E Llano Sanchez Hidroecológica San Andrés, S.A. San Andrés II Filo de Agua 9.90 2.9700 40.30 40.00 4089.56 S/E Baitún Hidro Occidente, S.A El Remance Filo de Agua 8.00 1.2000 38.00 40.00 3500.00 S/E San Bartolo 1 Empresa de Generación Eléctrica, S. A. Chan II Embalse 214.00 150.3800 1053.00 10.00 2570.09 S/E Changuinola II Panama Power Energy, Inc Lalin I Filo de Agua 18.40 4.4760 78.30 30.00 3000.00 S/E Llano Sanchez Panama Enegy Finance, Inc Lalin II Filo de Agua 30.00 4.2670 111.30 25.00 3200.00 S/E Llano Sanchez S 904 403 nd Dato no disponible 1 Secciona línea 230-14 2 Secciona línea 230-6A 3 Secciona línea 230-25 Valores Aproximados: Cuadro 4.3, Proyectos Hidroeléctricos Considerados. Criterio tomado del estudio realizado por PREICA donde dice que el 30% de la capacidad instalada equivale a la potencia firme. Datos Proporcionados por el agente Generador. Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 Página No. 19 Octubre de 2013
PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS El catálogo de plantas generadoras térmicas, consideradas para su inclusión en el Plan de Expansión, comprende a centrales cuyas tecnologías son las más atractivas en el mercado actualmente y a los proyectos termoeléctricos en desarrollo con licencia vigente de explotación otorgada por la ASEP, o con contratos de suministro recientemente acordados con las distribuidoras. El tamaño adecuado de las unidades se selecciona bajo criterios relacionados con la estabilidad del sistema. El Cuadro 4.4 presenta las características generales de los proyectos térmicos candidatos contemplados en este estudio. Proyectos de Expansión Cuadro 4.4, Proyectos Térmicos Candidatos. Capacidad Costo de O & M Combustible Instalada Rendimiento Fijo Variable Utilizado MW $/kw-año $/MWh Costo de Construcción $/kw Motor de Media Velocidad 50 52.00 Gal/MWh Búnker C 46.86 3.4 2,400.00 Motor de Media Velocidad 100 55.05 Gal/MWh Búnker C 47.05 7.5 2,300.00 Ciclo Combinado 150 57.97 Gal/MWh Diesel 35.87 2.4 1,300.00 Ciclo Combinado 250 54.35 Gal/MWh Diesel 38.63 2.1 1,200.00 Ciclo Combinado 100 219.31 m 3 /MWh Gas Natural 35.87 2.0 2,240.00 Ciclo Combinado 150 219.31 m 3 /MWh Gas Natural 30.35 1.8 2,100.00 Ciclo Combinado 200 204.70 m 3 /MWh Gas Natural 30.35 1.7 2,030.00 Ciclo Combinado 250 204.70 m 3 /MWh Gas Natural 30.35 1.7 1,950.00 Turbina de Gas 50 292.42 m 3 /MWh Gas Natural 8.58 2.1 1,200.00 Turbina de Gas 100 277.80 m 3 /MWh Gas Natural 7.36 1.8 1,000.00 Turbina de Gas Diesel 100 72.46 Gal/MWh Diesel 9.81 2.4 1,000.00 Carbón 150 150 0.51 Ton/MWh Carbón 68.99 4.5 3,000.00 Carbón 250 250 0.39 Ton/MWh Carbón 64.39 4.2 2,800.00 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Costos Típicos de Plantas Térmicas. Página No. 20 Octubre de 2013
Octubre de 2013
CAPÍTULO 5, METODOLOGÍA DEL ESTUDIO La realización del Plan Indicativo de Generación del Sistema Interconectado Nacional se ejecuta siguiendo la siguiente serie de pasos: Solicitud de información a los agentes en diciembre de 2012. Establecimiento de los criterios de la SNE. Establecimiento de parámetros técnico-económicos (tasas de descuento, períodos de análisis, series hidrológicas, niveles de tolerancias, etc.). Preparación de la base de datos. Definición de escenarios a analizar. Obtención de planes de mínimo costo. Estrategias de expansión. Simulaciones detalladas para validar y ajustar los planes de expansión. HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN OPTGEN-SDDP versión 6.0.6. Herramienta computacional de la empresa brasileña PSR para la planificación y optimización de las inversiones en la expansión de la generación e interconexiones de sistemas de energía. SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming), versión 10.2.4d. Este programa, también de PSR, utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se utiliza en este trabajo, con excepción de lo relativo a la capacidad máxima de las interconexiones). En el presente estudio, estas herramientas se utilizan de manera complementaria. PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES En los estudios las plantas eólicas y solares se modelaron como GND (Generadores No Despachables) tanto en el OPTGEN como en el SDDP. PERÍODO DE ESTUDIO Para la definición y optimización de planes con el OPTGEN y el SDDP, el horizonte del estudio se realizó para un lapso de 15 años, 201327, con un año de extensión. El período 201316 es fijo y no está sujeto a optimización. HIDROLOGÍA La hidrología fue tratada de manera estocástica a partir de los registros históricos de caudales para un período de 42 años (1957-1998). DEMANDA Se utilizaron dos escenarios de demanda. (1) El escenario de crecimiento medio de demanda, con tasas de crecimiento anual de 6.18% en energía y 6.1 en potencia; y (2) el escenario de crecimiento alto de demanda, con tasas de crecimiento anual de 6.40% y 6.26%. (Ver Capitulo 2). Página No. 22 Octubre de 2013
Bloques de demanda Se usaron cinco bloques de demanda. La duración de los bloques se muestra a continuación: Demanda Pico: 2.97% Demanda Alta: 19.05% Demanda Media: 25.6% Demanda Baja: 20.2 Demanda Mínima: 32.1. SISTEMA DE GENERACIÓN EXISTENTE. (Ver Capitulo 3). PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTUROS. (Ver Capitulo 4) SIMULACIONES Se realizaron varias simulaciones con el fin de obtener un plan de expansión de mínimo costo que considera diversas tecnologías como alternativas de expansión del sistema de generación. La simulación del despacho se utiliza para validar el criterio de confiabilidad, además de obtener los parámetros técnicos y económicos del despacho que se incluyen en la descripción y el análisis de los resultados obtenidos con cada plan. Para realizar el análisis que abarca este estudio, se utiliza el modelo SDDP en modo operativo Coordinado. En el Cuadro 5.1 se presentan los parámetros de las corridas SDDP. Cabe anotar que cuando se hacen análisis de sistemas interconectados, existen tres modos operativos para el SDDP: Aislado (cada sistema se optimiza por separado), Integrado (se optimiza el despacho de todos los sistemas interconectados) y Coordinado (se optimiza cada sistema por separado y en la fase de simulación se toman en cuenta intercambios económicos con los países vecinos). Debido a la forma en que está estructurado el Mercado Eléctrico Regional (MER), es necesario utilizar el modo Coordinado del modelo. Adicionalmente, se consideraron los límites de intercambio entre los diferentes países antes y después del inicio de operaciones del proyecto SIEPAC. En este análisis operativo se contempló la utilización de los planes de expansión nacionales aprobados por cada uno de los países de la región. Estos cronogramas de expansión se presentan en el Cuadro 5.2. También se consideró el inicio de operaciones de todos los tramos que componen el primer circuito del proyecto SIEPAC, en base al último cronograma del mismo. Cuadro 5.1, Parámetros de las Corridas SDDP. Descripción Valor Panamá Costa Rica Sistemas Nicaragua Honduras El Salvador Guatemala Objetivo del Estudio Politica Operativa Tipo de Estudio Coordinado Tamaño de la Etapa Meses Caudales Series sinteticas Programa de Mantenimiento Representado Configuracion Dinamica Representacion de la Red Eléctrica Sin Red Solo Intercambios Fecha Inicial Enero 2013 Horizonte del Estudio (meses) 180 Número de Series para Simulación 100 Número de Discretaciones 50 Numero de Bloques de Demanda 5 Numero de Años Adicionales 1 Tasa de Descuento (% a.a.) 12 Costo de Deficit (US $ / MWh) 1850.00 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 Página No. 23 Octubre de 2013
2013 2014 2015 2016 Cuadro 5.2, Planes de Expansión de Centroamérica. Costa Rica Nicaragua El Salvador Honduras Guatemala Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Toro 3 Hidro 49.7 Pantasma Hidro 12.0 Exp. Ingenio La Cabaña Biom 15.0 Quilio (privado) Hidro 0.7 Moín 1 Térm -19.5 Eolico Eólic 40.0 Quilo II (ENEE) Hidro 0.9 Tacares Hidro 7.0 Matarrás I Hidro 1.0 Colima Térm -14.0 Mangungo II Hidro 1.3 Balsa Inferior Hidro 37.5 Cogeneracion R4E Talanga Biomasa 1.7 La Aurora Hidro 4.01 Morja I y II Hidro 8 Chamelecón Hidro 11.157 Ampliación de Mesoamérica Eólico 24 VETASA Térm 25 Vegona Hidro 38.5 Río Macho Hidro -120.0 Larreynaga Hidro 17.0 La Puerta Etapa II Hidro 2.2 Jaguar CB Térm 300.0 Río Macho Ampl. Hidro 140.0 Matarrás II Hidro 2.3 Cachí Hidro -105.0 San Juancito Hidro 2.5 Chucás Hidro 50.0 Zinguizapa Hidro 2.748 Cachí 2 Hidro 158.4 Río Frío (de Sesecapa) Hidro 3.403 Agua Blanca Hidro 4.3 Puringla Sazagua Hidro 7.319 Rio Verde Hidro 8.2 Mezapa Hidro 9.4 Pencaligue Hidro 13.6 Sueño-II Hidro 13.94 Biomasa Merendón Biomasa 18 Caracol Knits* Biomasa 18.6 Ojo de Agua Hidro 19.5 Vientos de San Marcos Eólico 49.5 Piedras Amarillas Hidro 100 Chiripa Eólic 50.0 CASUR Biomasa 24 El Chaparral Hidro 66.0 Rio Marmol Hidro 1.5 Híbrido I Biomasa 100.0 Orosí Eólic 50.0 ALBANIZA Térm 140 Optimizac. Ahuachapan Geot 5.0 Rio Blanco Hidro 1.6 Torito Hidro 50.0 San Alejo Hidro 2.1 Anonos Hidro 3.6 Rio Santiago Hidro 2.5 Capulín Hidro 48.7 Cuyamel -II Hidro 3.0 Hidroelectrica Santa Elena Hidro 3.246 Tapalapa y Rio Blanco Hidro 3.35 Rio Betulia Hidro 3.615 Agua Zarca* Hidro 6 Rio Perla Hidro 7.8 Las Ventanas Hidro 8.52 Platanares 1ra etapa Geotermia 12 Chinacla Hidro 13.5 Chinchayote (Grupo Terra) Eólico 45 Turbinas de Gas Térm 100 Casitas Geot 35.0 Exp. 5 de noviembre Hidro 80.0 La Puerta Etapa I Hidro 2.0 Monte Limar Biomasa 30.0 Berlin, unidad 6 Geot 5.0 La Puerta Etapa III Hidro 2.0 El Diamante Hidro 5.0 Ciclo combinado GNL - a Térm 250.0 Las Piedras Hidro 2.1 Nicaragua 1 Térm -50.0 Ciclo combinado GNL - b Térm 107.0 San Antonio Hidro 2.3 Nicaragua 2 Térm -50.0 Río Molo Hidro 3.9 Quaca Hidro 12.6 Guano-I Hidro 14.8 Santa Maria de Quipua Hidro 38.654 VETASA Carbón Térm 60 Hidro Xacbal Hidro 94 Llanitos Hidro 98 CECHSA Térm 150 Nacional de Ingenieros** Térm Elcosa** Térm -80 Lufussa 1** Térm -40 Ampliación Lufussa 1** Térm -30.5 VETASA Térm -25 Ceiba Térm -26.6 Santa Fe Térm -5 La Puerta Hitachi Térm -18 La Puerta General Térm -15 Fuente: GTPIR - Actualización de los Planes de Expansión de Generación de Centroamérica Abril 2013 Página No. 24 Octubre de 2013
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Costa Rica Nicaragua El Salvador Honduras Guatemala Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Proyecto Fuente Potencia Reventazón Minicentral Hidro 13.5 Gesarsa Térm -5.0 Chinameca Geot 47.0 Tablón Hidro 20.0 Hidro-Escu I Hidro 28.0 Reventazón Hidro 292.0 Berlin, unidad 5 Geot 26.0 Cangrejal Hidro 40.0 Ciclo combinado GNL Térm 143.0 Biomasa genérica Biomasa 50.0 Jicatuyo Hidro 173 Tumarín Hidro 253.0 Rio Guineo Hidro 0.4 Hidro-Quic III Hidro 43.0 Los Planes Mezapa* Hidro 2 Hidro-SnMa I Hidro 17 Chinchayote Eólico 5 Hidro-SnMa II Hidro 31 Río Negro* Hidro 6 Hidro-SnMa VII Hidro 40 Río Frío (de Corporación Patuca)* Hidro 6 Híbrido III Biomasa 100 Río Humuya* Hidro 14.06 Gualcarque* Hidro 19.11 Platanares 2da etapa Geotermia 23 El Tornillito Hidro 160.2 Ciclo Combinado GNL Térm 300 Turbinas de Gas Térm 100 Lufussa 3 Térm -210 Enersa Térm 0 Ampliación ENERSA Térm -30 Turbina Proyecto 1 Térm 80.0 Boboké Hidro 140.0 GNL Térm 100.0 Plantas de Carbón Térm 200.0 Hidro-Altv III Hidro 63.0 Tipitapa PPA Térm -50.9 Biomasa genérica Biomasa 50 Corinto PPA Térm -68.5 Emce 2 Térm -60 Censa PPA Térm -57.0 Lufussa 2 Térm -80 Biomasa 1 Biomasa 30 GNL Térm 100.0 Hidro-Altv II Hidro 19.0 Mombacho Geot 25 Hidro-SnMa IV Hidro 75.0 Diquís Hidro 623.0 Casitas Geot 35.0 GNL Térm 100.0 Plantas de Carbón Térm 50.0 Diquís Minicentral Hidro 27.0 Apoyo Geot 35 Biomasa genérica Biomasa 50.0 El Consuelo Diesel 21 Salto Y-Y Hidro 25 Hidro-Quic V Hidro 36.0 Jilamito Hidro 14.9 Hidro-Altv VIII Hidro 111.0 La Tarrosa Hidro 150 Hidro-SnRo I Hidro 84 Valencia Hidro 270 Turbina Proyecto 2 Térm 80.0 Copalar Bajo Hidro 150.0 Ciclo combinado GNL - c Térm 250.0 Hidro-Chiq I Hidro 59.0 Los Cangiles Hidro 27.0 Hidro-Hueh I Hidro 198.0 Valentin Hidro 28 Biomasa genérica Biomasa 50.0 Hidro-Reta I Hidro 25.0 2024 Biomasa 2 Biomasa 30 Hidro-SnMa III Hidro 98.0 2025 Hidro-Chiq III Hidro 27.0 2026 2027 Toro Amarillo Hidro 59.0 El Barro Hidro 33 Ciclo combinado GNL - d Térm 250.0 Hidro-Hueh II Hidro 114.0 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 Geotérmico Proyecto 3 Geot 35.0 Cuadro 5.3, Planes de Expansión de Centroamérica (Continuación). Fuente: GTPIR - Actualización de los Planes de Expansión de Generación de Centroamérica Abril 2013 Hidro-Quet I Hidro 35.0 Página No. 25 Octubre de 2013
CAPÍTULO 6, ESCENARIOS DE EXPANSIÓN En esta sección, los escenarios de expansión analizados consideran un crecimiento de la demanda medio o moderado. Las premisas básicas para la elaboración del programa de expansión radica en considerar la diversificación de las fuentes de generación como proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos de similar tecnología a las existentes en el sistema, así como proyectos que utilizan gas natural licuado, proyectos eólicos y una pequeña planta fotovoltaica. Igualmente, se contempla la ampliación de la capacidad de intercambio con la región centroamericana producto del inicio de operación del proyecto SIEPAC. El cuadro 6.1 se presenta un cronograma de expansión de corto plazo de cuatro años de los escenarios analizados. Cuadro 6.1, Cronograma de Expansión de Corto Plazo. Demanda Oferta S Capacidad Instalada Año Mes MW Δ%MW Proyecto MW MW Capacidad Instalada Actual = 2173 mar Mendre 2 8.00 8 mar Las Perlas Norte 10.00 10 may Las Perlas Sur 10.00 10 jun 1451 7.4 Sarigua 2.40 2.4 122 2295 2013 2016 2015 2014 ago San Lorenzo 8.40 8 dic Monte Lirio 49.95 50 dic Pando 33.30 33 ene La Huaca 5.05 5 ene Rosa de los Vientos 100.00 100 ene Marañon 17.50 18 ene Nuevo Chagre 62.50 63 ene Portobelo 40.00 40 mar 1577 8.6 San Andrés 10.00 10 428 2680 abr Turb. Gas de EGESA 42.80 jul El Alto 69.48 69 jul El Síndigo 10.00 10 jul Santa Maria 82 25.60 26 ago Bonyic 31.86 32 sep Bajo Frío 56.00 56 ene Asturias 4.10 4 ene Barro Blanco 28.56 29 ene Caldera 4.10 4 ene Los Planetas 2 8.58 9 ene 1725 9.4 Cañazas 5.94 6 108 2788 ene Santa María 26.00 26 feb Ojo de agua 9.00 9 feb Los Estrechos 12.30 12 Jun Tizingal 4.643 5 dic Bajos de Totuma 5.00 5 ene Burica 50.00 50 ene Río Piedra 10.00 10 ene La Palma 2.02 2 ene Las Cruces 14.40 14 ene 1800 4.3 San Bartolo 15.08 15 218 3007 ene La Laguna 9.30 9 ene Chuspa 8.80 9 ene Tabasará II 34.50 35 ene Punta Rincón** 274.00 74 S 580 220 2.4 74 3007 Turbinas de Gas EGESA: Retiro de las Turbinas de Gas Panamá 1 y Panamá 2 propiedad de EGESA. ** La planta Punta Rincón: Corresponde al excedente que inyectara al SIN la planta propiedad de Minera Panamá. Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 Hidro Eólico Solar Termo Página No. 26 Octubre de 2013
REGMHTGNC13 De la metodología descrita en el capítulo 5 de este documento, se ha obtenido este escenario donde se consideran proyectos hidroeléctricos y térmicos de tecnologías similares con las que contamos en la actualidad, así como aquellos proyectos que generan a base de Gas Natural Licuado y Carbón a partir del 2017, cuyo cronograma de Expansión de Largo Plazo se presenta en el Cuadro 6.2. Cuadro 6.2, Cronograma de Expansión de Largo Plazo del Escenario REGMHTGNC13 Demanda Oferta S Capacidad Instalada Año Mes MW Δ%MW Proyecto MW MW Capacidad Instalada Corto Plazo = 3007 ene Potrerillos 4.174 4 2017 2018 2019 2020 2021 ene CB200 200.00 200 1904 5.8 704 3711 ene CC GNL 250a 250.00 250 ene CC GNL 250b 250.00 250 ene Cerro Viejo 4.00 4 2013 5.7 10 3721 ene Cerro Mina 6.10 6 ene Los Trancos 0.95 1 ene Remigio Rojas 6.50 7 ene 2127 5.7 Lalín III (Gatú 46) 22.00 22 29 3751 ene CC GNL BLM 160.00* 160* ene CC GNL TCOL 150.00* 150* ene Chan II 214.00 214 ene 2259 6.2 El Remance 8.00 8 232 3983 ene San Andrés II 9.90 10 ene CC GNL200a 200.00 200 ene 2387 5.6 Lalín II (Gatú 30.4) 30.00 30 248 ene Lalin I (Gatu 16.6) 18.40 18 Hidro Eólico Solar Termo 4231 2024 2026 ene 2798 5.4 CC GNL 250c 250.00 250 250 4481 ene 3118 5.8 CC GNL200b 200.00 200 200 4681 S 324 1350 4681 CC GNL BLM y CC GNL TCOL: Conversión de CC BLM y TCOLON a GNL, no aumenta la capacidad del SIN. Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 En el escenario REGMHTGNC13 se instalan 2550 MW adicionales a la capacidad instalada actual, de los cuales el 35% corresponden a plantas hidroeléctricas (904 MW), el 56% a plantas térmicas (1424 MW) y el 9% restante está compuesto de proyectos renovables como plantas eólicas (220 MW) y de una planta solar (2.4 MW). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería de 4681 MW de capacidad instalada al final del periodo de estudio, donde se observa que para todos los años el requerimiento de potencia proyectado es superado en todos los años de análisis. Página No. 27 Octubre de 2013
La expansión de la generación en todo el periodo de estudio, fundamentalmente corresponde a proyectos de fuentes renovables y proyectos que utilizan gas natural. Con estas expansiones se diversifica la matriz energética del sector eléctrico nacional. Costo Inversión: 2,044.59 M$ Costo Operativo: 6,682.42 M$ Costo Deficit: 11.85 M$ Costo Total: 8,738.86 M$ El posible comportamiento de los costos marginales del sistema (CMS) se presenta en el gráfico 6.1. El efecto de desplazar combustibles como el Diesel y Bunker por la generación eólica (2014) y el aumento de generación hidroeléctrica en el periodo 2013-2017 aunado a la adición de 200 MW a base de carbón y 500 MW a base de Gas Natural Licuado, causan la disminución de los costos marginales durante el periodo en cuestión. A partir del 2017 el costo marginal del sistema de este escenario se aumenta debido al incremento del precio de gas, lo que incluye la incorporación de la planta de regasificación. Además otra casusa de este aumento es debido al desarrollo nacional que incurre en un mayor requerimiento de recursos para atender la demanda nacional. En este contexto el costo marginal del sistema de la generación de este estudio es el resultado del promedio de cien series hidrológicas donde se trata de representar las condiciones hidrológicas extremas tanto secas como húmedas. Gráfico 6.1, Costo Marginal de Demanda de Panamá del Escenario REGMHTGNC13. 250 61 207 200 $ / MWh 150 142 148 101 110 118 124 128 85 132 100 78 89 83 86 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Página No. 28 Octubre de 2013
La entrada de los proyectos descritos en el cronograma de expansión descrito, además de disminuir el CMS tiende a aumentar los intercambios a partir de la entrada del proyecto SIEPAC, ya que presentaríamos una oferta más económica en comparación con otros países lo cual consolida a Panamá como un país exportador de energía como se observa en el gráfico 6.2. Gráfico 6.2, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13. 1600.00 1400.00 1337 1200.00 1000.00 911 1124 1200 1015 993 983 16 126 804 869 956 1101 1134 800.00 GWh 600.00 400.00 218 200.00 0.00 0.00-156 -105-105 -48-40 -37-35 -43-37 -28-14 -12-400.00 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el gráfico 6.3 se puede apreciar la participación de la generación hidroeléctrica, térmica y renovable (Eólica y Solar), dando como resultado durante todo el horizonte un mayor aporte hidroeléctrico, lo cual impacta directamente en el CMS. Imp. REGMHTGNC13 Nótese que el inicio de operación del proyecto hidroeléctrico Chan II (214 MW) en el año 2020 desplaza cinco puntos porcentuales (5%) de generación térmica con respecto al año anterior. Cuadro 6.3, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13. 71% 80% 81% 82% 78% 75% 72% 77% 75% 71% 68% 65% 6 58% 56% 2% 28% 5% 15% 5% 1 1 17% 21% 25% 20% 22% 26% 28% 32% 3 39% 42% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 29 Octubre de 2013
REGMHTCB13 En este escenario, al igual que en el anterior, se consideran proyectos hidroeléctricos y térmicos similares a los que se contemplan en la de actualidad, y proyectos que utilizan carbón a partir del 2017. Este plan de expansión de generación de largo plazo se presenta en el cuadro 6.3. Cuadro 6.3, Plan de Expansión de Largo Plazo del Escenario REGMHTCB13. Año Mes MW Δ%MW Proyecto MW 2017 Demanda Oferta S Capacidad Instalada MW Capacidad Instalada Corto Plazo = 3007 ene Potrerillos 4.174 4 1904 5.8 204 3211 ene CB200 200.00 200 Hidro Eólico Solar Termo 2022 2021 2020 2019 2018 ene Remigio Rojas 6.50 7 2013 5.7 15 3226 ene El Remance 8.00 8.00 ene Cerro Viejo 4.00 4 ene 2127 5.7 Cerro Mina 6.10 6 11 3237 ene Los Trancos 0.95 1 ene Chan II 214.00 214 2259 6.2 224 3461 ene San Andrés II 9.90 10 ene Lalin I (Gatu 16.6) 18.40 18 2387 5.6 268 3729 ene CB250a 250.00 250 ene Lalín II (Gatú 30.4) 30.00 30 2518 5.5 52 3781 ene Lalín III (Gatú 46) 22.00 22 2023 2024 2026 ene 2655 5.4 CB250b 250.00 250 250 4031 ene 2798 5.4 CB250c 250.00 250 250 4281 ene 3118 5.8 CB250d 250.00 250 250 4531 S 324 1200 4531 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. El cronograma de expansión obtenido para este escenario incorpora 2400 MW de capacidad al sistema actual, donde el 38% corresponde a proyectos hidroeléctricos (904 MW), un 9% a proyectos renovables (Eólicos - 220MW y solar - 2.4 MW) y el 5 restante corresponde a plantas térmicas a base de carbón (1274 MW). La estrategia de expandir el parque de generación basada en plantas a carbón posee el menor costo de inversión, sin embargo, hay que mencionar que el impacto ambiental que representa esta tecnología resulta mayor cuando se compara con otras tecnologías analizadas, como el escenario gas. Página No. 30 Octubre de 2013
Costo Inversión: 2,029.32 M$ Costo Operativo: 5,571.45 M$ Costo Deficit: 16.88 M$ Costo Total: 7,617.65 M$ Los costos operativos de las plantas térmicas a carbón son menores que los costos variables de los motores diesel, por lo cual, en principio, se justificaría desarrollar plantas a carbón para desplazar la generación de plantas térmicas existentes que utilizan combustible líquido. No obstante, el impacto ambiental de las plantas de carbón es considerablemente mayor. Los posibles costos marginales del sistema resultado del escenario REGMHTCB13 pueden apreciarse en el gráfico 6.4. Gráfico 6.3, Costos Marginales de Panamá del Escenario REGMHTCB13. 250 142 148 61 85 78 89 83 86 101 110 207 206 200 $ / MWh 150 100 141 148 86 82 109 141 122 98 113 95 118 81 124 96 128 90 132 112 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 El posible CMS de este escenario es mayor entre los años 2017 y 2022 con respecto al escenario REGMHTGNC13, puesto que, en este periodo existe una diferencia de 500 MW de capacidad de un escenario con respecto al otro. Aunque la diferencia total de capacidad instalada durante el periodo de estudio es de solo 150 MW, en este escenario se aumenta la CMS REGMHTCB13 instalación en los últimos cinco años del estudio, y esto, aunado al comportamiento de los precios del carbón, produce la reducción de los CMS s al final del periodo. Este comportamiento de los costos marginales influye directamente en los intercambios con Centroamérica. Dicho comportamiento se muestra en el gráfico 6.5. Página No. 31 Octubre de 2013
Gráfico 6.4, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTCB13. 1600 1400 1337 1200 1000 911 904 16 16 1124 1054 1200 1105 1185 1015 952 993 958 983 985 868 869 993 956 1044 1101 1161 1134 1179 800 804 GWh 600 400 200 126 128 218 217 0-48 -49-40 -41-37 -38-35 -37-22 -18-15 -43-27 -37-17 -28-14 -14-7 -12-5 0-156 -156-105 -105-105 -106-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTCB13 Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTCB13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el gráfico 6.6 se muestra la participación hidroeléctrica, termoeléctrica y eoloeléctrica. Gráfico 6.5, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTCB13. 71% 80% 81% 82% 79% 76% 72% 77% 7 71% 68% 6 6 57% 56% 2% 28% 5% 15% 5% 1 1 17% 20% 2 20% 2 25% 29% 3 35% 40% 42% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 32 Octubre de 2013
REGMHTTLA13 Los proyectos candidatos de generación considerados en este escenario incluyen proyectos hidroeléctricos y térmicos de tecnologías similares con las que contamos en la actualidad, así como aquellos proyectos que utilizan carbón y gas natural licuado a partir del 2017, además fuentes de generación eólica. El cronograma de expansión de largo plazo de este escenario que se presenta en el cuadro 6.4 Cuadro 6.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del escenario REGMHTTLA13. Demanda Oferta S Capacidad Instalada Año Mes MW Δ%MW Proyecto MW MW Capacidad Instalada Corto Plazo = 3007 ene Potrerillos 4.174 4 ene CB200 200.00 200 ene 1904 5.8 CC GNL 250a 250.00 250 824 3831 ene CC GNL 250b 250.00 250 ene Eólico I 120.00 120 2017 2018 2019 2020 2021 ene Cerro Viejo 4.00 4 2013 5.7 10 3841 ene Cerro Mina 6.10 6 ene Los Trancos 0.95 1 ene Remigio Rojas 6.50 7 ene 2127 5.7 Lalín III (Gatú 46) 22.00 22 29 3871 ene CC GNL BLM 160.00* 160* ene CC GNL TCOL 150.00* 150* ene Chan II 214.00 214 ene 2259 6.2 El Remance 8.00 8 232 4103 ene San Andrés II 9.90 10 ene CC GNL200a 200.00 200 ene 2387 5.6 Lalín II (Gatú 30.4) 30.00 30 248 4351 ene Lalin I (Gatu 16.6) 18.40 18 Hidro Eólico Solar Termo 2022 2024 2026 ene 2518 5.5 Eólico II 80.00 80 80 4431 ene 2798 5.4 CC GNL 250c 250.00 250 250 4681 ene 3118 5.8 CC GNL200b 200.00 200 200 4881 S 324 200 1350 4881 CC GNL BLM y CC GNL TCOL: Conversión de CC BLM y TCOLON a GNL, no aumenta la capacidad del SIN. Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. La expansión del parque de generación hidro-térmico de este escenario contempla de igual forma a los escenarios anteriores, tales como: ciclos combinados en base a gas natural y plantas de carbón. Igualmente, se considera el ingreso adicional de 200 MW de parques eólicos. En este escenario se agregan 2750 MW de capacidad al sistema actual, donde el 3 corresponde a proyectos hidroeléctricos (904 MW), el 5 restante corresponde a plantas térmicas a base de GNL (1424 MW) el 15% de proyectos renovables (Eólicos - 420MW y solar - 2.4 MW). Página No. 33 Octubre de 2013
Costo Inversión: 2,180.94 M$ Costo Operativo: 6,225.61 M$ Costo Deficit: 11.82 M$ Costo Total: 8,418.37 M$ En el gráfico 6.7 se muestra el comportamiento que tendría el CMS en comparación con el escenario REGMHTGNC13, dando como resultado una pequeña disminución producto de la incorporación adicional de parques de generación eólica. Gráfico 6.6, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTTLA13. 250 142 148 85 78 61 89 83 86 207 206 200 $ / MWh 150 100 142 148 84 86 79 82 101 98 110 107 118 116 124 122 128 132 56 74 127 131 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. Debido a esto se da un pequeño aumento en las exportaciones, como se puede apreciar en el gráfico 6.8. Los intercambios entre Panamá y el resto de Centroamérica, a través de la interconexión con Costa Rica, mantienen un comportamiento similar CMS REGMHTTLA13 a los dos escenarios anteriores. En 2017, se da un pequeño crecimiento de las exportaciones, gracias a los bajos costos de producción que presenta el proyecto eólico de 120 MW. Este comportamiento se mantiene por el resto del periodo. Página No. 34 Octubre de 2013
1600 Gráfico 6.7, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTTLA13. 1400 1337 1345 1200 1000 911 911 1124 1152 1200 1216 16 16 1015 1020 993 1005 983 998 869 872 956 960 1101 1101 1134 1135 800 804 811 GWh 600 400 200 126 125 218 216 0-48 -48-40 -38-37 -37-35 -34-19 -18-19 -43-42 -37-36 -28-28 -14-14 -12-12 0-156 -157-105 -106-105 -105-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTTLA13 Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTTLA13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. La participación de la generación se muestra en el gráfico 6.9, Se puede apreciar el aumento en la generación eólica con respecto al escenario REGMHTGNC13. Gráfico 6.8, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTTLA13. 71% 80% 81% 82% 78% 75% 72% 76% 75% 71% 68% 65% 62% 58% 56% 5% 5% 28% 5% 15% 5% 1 1 6% 16% 6% 19% 6% 2 5% 18% 5% 20% 6% 2 6% 26% 5% 29% 5% 32% 37% 39% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 35 Octubre de 2013
ANÁLISIS DE LAS SENSIBILIDADES Con la finalidad de evaluar el comportamiento del escenario REGMHTCB13, se elaboraron distintas sensibilidades, mediante las cuales se corrobora la robustez de la propuesta de expansión. Análisis que pueden dar señales para la toma de decisiones y políticas de Estado, de forma tal que garantice el suministro de energía y potencia cumpliendo con los criterios de Calidad, Seguridad y Confiabilidad establecidos. Las sensibilidades consideraron posibles situaciones que pudiesen presentarse variando el comportamiento del escenario de expansión, tales como el atraso en la construcción de los proyectos hidráulicos, aumento de la demanda Cuadro 6.5, Sensibilidades Analizadas. o el combustible u otras situaciones que podrían afectar la entrada en operación en las fechas previstas de los proyectos que se consideran importantes o sensitivos para el sistema. Dichas sensibilidades se muestran en el cuadro 6.5. Proyecto MW Año Mes A B C D E F Mendre 2 8.00 mar Las Perlas Norte 10.00 mar Las Perlas Sur 10.00 may Sarigua 2.40 jun San Lorenzo 8.40 ago ago Monte Lirio 49.95 dic dic 2014 Pando 33.30 dic dic 2014 La Huaca 5.05 ene Rosa de los Vientos 100.00 ene Marañon 17.50 ene Nuevo Chagre 62.50 ene Portobelo 40.00 ene San Andrés 10.00 mar Turb. de Gas de EGESA 42.80 abr El Alto 69.48 jul jul 2015 El Síndigo 10.00 jul jul 2015 Santa Maria 82 25.60 jul jul 2015 jul 2016 Bonyic 31.86 ago ago ago 2016 Bajo Frío 56.00 sep sep 2015 2015 Asturias 4.10 ene Barro Blanco 28.56 ene ene 2017 Caldera 4.10 ene Los Planetas 2 8.58 ene Cañazas 5.94 ene Santa María 26.00 ene ene 2017 Ojo de agua 9.00 feb Los Estrechos 12.30 feb feb 2017 Tizingal 4.643 jun Bajos de Totuma 5.00 dic dic 2016 Burica 50.00 ene Río Piedra 10.00 ene ene 2018 La Palma 2.02 ene Las Cruces 14.40 ene ene 2018 San Bartolo 15.08 ene ene 2018 La Laguna 9.30 ene Chuspa 8.80 ene Tabasará II 34.50 ene ene 2018 Punta Rincón** 274.00 ene Potrerillos 4.174 ene CB200 200.00 ene ene 2019 CC GNL 250a 250.00 ene ene 2019 CC GNL 250b 250.00 ene ene 2019 2013 2014 2015 2016 2017 Cerro Viejo 4.00 ene 2018 Cerro Mina 6.10 ene Los Trancos 0.95 ene Remigio Rojas 6.50 ene Lalín III (Gatú 46) 22.00 ene CC GNL BLM 160.00* ene CC GNL TCOL 150.00* ene Chan II 214.00 ene ene 2022 2019 2020 El Remance 8.00 ene San Andrés II 9.90 ene CC GNL200a 200.00 ene 2021 Lalín II (Gatú 30.4) 30.00 ene Lalin I (Gatu 16.6) 18.40 ene Turbinas de Gas EGESA: Retiro de las Turbinas de Gas Panamá 1 y Panamá 2 propiedad de EGESA. ** La planta Punta Rincón: Corresponde al excedente que inyectara al SIN la planta propiedad de Minera Panamá. CC GNL BLM y CC GNL TCOL: Conversión de CC BLM y TCOLON a GNL, no aumenta la capacidad del SIN. Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. PROYECCIÓN DE DEMANDA OPTIMISTA (ALTA) Página No. 36 Octubre de 2013 PROYECCIÓN DE COMBUSTIBLE ALTO
REGMHTGNC13A Esta sensibilidad consistió en evaluar el impacto que supone la ocurrencia de un escenario de demanda alta de modo que se evalúe la robustez del Plan de Expansión de Generación. Con la finalidad de garantizar que el país pueda atender de manera confiable el incremento esperado de la demanda, y adicionalmente esté preparado para un escenario en que se presente cualquier alza de desarrollo económico que le lleve a mayores requerimientos de la demanda a los esperados, se procedió a realizar esta sensibilidad. Costo Inversión: 2,044.59 M$ Costo Operativo: 7,205.35 M$ Costo Deficit: 13.42 M$ Costo Total: 9,263.36 M$ En el gráfico 6.10 se muestra el comportamiento del CMS de esta sensibilidad, lo que muestra la robustez del escenario REGMHTGNC13, puesto que al presentarse un aumento en la demanda no representa cambios considerables en el posible comportamiento del CMS. Gráfico 6.9, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13A. 250 142 148 101 110 118 124 128 132 85 61 207 211 200 $ / MWh 150 146 155 105 113 120 92 78 89 83 86 65 125 129 133 100 82 93 87 90 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. CMS REGMHTGNC13A Página No. 37 Octubre de 2013
Por otra parte, los intercambios presentan el comportamiento esperado puesto que al aumentar los requerimientos de demanda, se presenta una pequeña reducción en las exportaciones. El gráfico 6.11 muestra el comportamiento de dichos intercambios. Gráfico 6.10, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13A 1600 1400 1337 1322 1200 1124 1098 1200 1178 1101 1100 16 16 1134 1134 1000 800 911 839 1015 1008 993 972 983 968 804 794 869 861 956 956 GWh 600 400 200 126 118 218 199 0-48 -52-40 -42-37 -39-35 -37-21 -22-43 -45-37 -38-28 -29-14 -14-12 -12 0-156 -157-105 -107-105 -109-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13A Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13A Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. El gráfico 6.12 muestra la participación porcentual de la generación para la sensibilidad REGMHTGNC13A. Gráfico 6.11, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13A. 71% 79% 81% 82% 77% 7 70% 75% 7 69% 67% 6 61% 56% 55% 2% 29% 5% 15% 5% 1 1 18% 2 26% 21% 2 27% 30% 3 36% 41% 4 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 38 Octubre de 2013
REGMHTGNC13B En esta sensibilidad se considera una proyección de precios de combustibles altos en el sistema de generación de Panamá. Tomado en cuenta las constantes y drásticas variaciones que tiene el precio de los combustibles derivados del petróleo a causa de la especulación, desastres naturales, guerras u otras situaciones que pudieran conllevar un aumento en el precio del combustible, se evalúa en este escenario el efecto que tendría este hecho en el sistema eléctrico de Panamá. Costo Inversión: 2,044.59 M$ Costo Operativo: 7,656.15 M$ Costo Deficit: 12.30 M$ Costo Total: 9,713.04 M$ Se puede apreciar en el gráfico 6.12 que de darse este comportamiento se presentaría un aumento del CMS durante todo el periodo de estudio. La variación en promedio de los costos marginales, de presentarse un escenario de precios altos de combustibles, es de un 1 con respecto al escenario REGMHTGNC13. Este aumento afecta directamente los intercambios que podrían darse con Costa Rica como se aprecia en el gráfico 6.13. Gráfico 6.12, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13B. 250 234 142 148 85 61 207 200 $ / MWh 90 78 90 89 102 83 96 86 99 101 117 70 162 166 150 100 110 126 118 136 124 142 128 146 132 150 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. CMS REGMHTGNC13B Página No. 39 Octubre de 2013
Gráfico 6.13, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13B. 1600 1400 1337 1326 1200 1000 800 911 16 14 854 1124 1117 1200 1183 1015 1003 993 969 983 948 804 775 869 841 956 933 1101 1092 1134 1122 GWh 600 400 200 126 80 218 158 0 0-156 -160-105 -133-105 -133-48 -55-40 -40-37 -39-35 -36-24 -25-43 -48-37 -40-28 -30-14 -15-12 -13-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13B Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13B Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. La participación porcentual de la generación de la sensibilidad REGMHTGNC13B se aprecia en el gráfico 6.15. Gráfico 6.14, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13B. 71% 80% 82% 8 79% 75% 72% 77% 75% 71% 69% 65% 62% 58% 56% 28% 5% 1 5% 1 5% 1 17% 21% 25% 20% 22% 25% 28% 32% 35% 39% 41% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 40 Octubre de 2013
REGMHTGNC13C Este escenario analiza un escenario atrasando en 1 año la fecha de entrada en operación comercial de todo proyecto del Plan de Corto Plazo que esté programado para entrar durante el segundo semestre del año respectivo. Con el propósito de observar la robustez del Escenario de expansión REGMHTGNC13 se procedió a realizar esta sensibilidad, que contempla un escenario crítico suponiendo el atraso de un año en la entrada en operación para todos los proyectos que estén programados a entrar en operación el segundo semestre de los años de corto plazo. Costo Inversión: 1,976.92 M$ Costo Operativo: 6,877.59 M$ Costo Deficit: 12.59 M$ Costo Total: 8,867.09 M$ El gráfico 6.15 muestra un incremento en el CMS en los primeros años, que es donde estos proyectos se sensibilizan. Gráfico 6.15, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13C. 250 61 142 148 101 110 207 207 200 186 102 110 118 $ / MWh 118 61 165 150 124 124 128 128 132 132 100 85 87 78 78 89 89 83 83 86 86 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. CMS REGMHTGNC13C Página No. 41 Octubre de 2013
Gráfico 6.16, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13C. 1600 1400 1337 1339 1200 1124 1128 16 16 1200 1200 1101 1102 1134 1135 1000 911 896 1015 1016 993 994 983 985 869 866 956 958 800 804 802 GWh 600 400 200 126 218 156 37 0-48 -49-40 -40-37 -39-35 -35-19 -43-43 -37-37 -28-28 -14-14 -12-12 0-156 -157-105 -127-105 -117-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13C Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13C Referencia: ETESA Revisión del Plan de Expansión 2013. Este aumento en el CMS afectaría directamente los intercambios con Costa Rica al presentarse una oferta de energía más cara en comparación con el escenario REGMHTGNC13, resultando en una disminución en las exportaciones hacia ese país (ver Grafico 6.16). En el gráfico 6.17 se muestra el comportamiento de la matriz energética del sistema de darse esta sensibilidad. Gráfico 6.17, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13C. 71% 72% 79% 82% 78% 75% 72% 77% 75% 71% 69% 65% 6 58% 56% 2% 29% 5% 2 5% 16% 1 17% 21% 25% 20% 22% 26% 28% 32% 35% 39% 41% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 42 Octubre de 2013
REGMHTGNC13D En esta sensibilidad se analiza el impacto de un atraso de la entrada en operación de la planta de carbón de 200 MW al año 2019. Las plantas a carbón son una tecnología probada en Panamá, como se demostró en el año 2010 cuando BLM realizó la conversión de las turbinas de vapor, pasando de utilizar bunker a carbón. No obstante, es importante ver el efecto que representa el atraso de dos años en la entrada de la planta termoeléctrica de carbón con capacidad instalada de 200 MW y observar el comportamiento que tendría el sistema si se llegaran a atrasar. Costo Inversión: 2,035.09 M$ Costo Operativo: 6,761.34 M$ Costo Deficit: 11.82 M$ Costo Total: 8,808.25 M$ El resultado de esta sensibilidad muestra la variación que provocaría el atraso de esta planta en los años 2017 y 2018. El comportamiento de los costos marginales de esta sensibilidad se muestra en el gráfico 6.18. Gráfico 6.18, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13D. 250 142 61 148 101 110 118 124 128 207 206 200 $ / MWh 150 143 148 101 110 118 124 128 132 132 100 85 87 74 78 94 89 89 83 83 86 86 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. De igual forma el atraso de estos proyectos refleja niveles de variación en los intercambios en los mismos años, en comparación con el CMS REGMHTGNC13D escenario REGMHTGNC13, Este comportamiento se muestra en el gráfico 6.19. Página No. 43 Octubre de 2013
Gráfico 6.19, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13D. 1600 1400 1337 1340 1200 1124 1108 1200 1175 1101 1101 16 16 1134 1134 1000 911 905 1015 1015 993 993 983 983 869 869 956 956 800 804 804 GWh 600 400 200 126 125 218 216 0-48 -49-40 -42-37 -40-35 -35-43 -43-37 -37-28 -28-14 -14-12 -12 0-156 -156-105 -106-105 -105-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13D Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13D Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el gráfico 6.20 se muestra la distribución de la generación en escenario de darse esta sensibilidad. Gráfico 6.20, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13D. 71% 80% 81% 82% 79% 76% 71% 77% 75% 71% 68% 65% 6 58% 56% 2% 28% 5% 15% 5% 1 1 17% 21% 25% 20% 22% 26% 28% 32% 3 39% 42% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 44 Octubre de 2013
REGMHTGNC13E Esta sensibilidad consistió en evaluar el impacto que causa el retraso en la entrada en operación del gas natural en dos años (2019). La disponibilidad de gas natural para generación termoeléctrica durante el periodo 2013-2027 parte del análisis realizado por ETESA en la planificación indicativa que se realiza en el país para este sector, en donde se tiene programada su entrada en operación a inicios del 2017. Se analiza el impacto que tendría en el sistema un atraso de 24 meses en su entrada en operación. Costo Inversión: 2,003.28 M$ Costo Operativo: 6,720.86 M$ Costo Deficit: 11.94 M$ Costo Total: 8,736.08 M$ En el gráfico 6.21 se puede apreciar el comportamiento del CMS con esta sensibilidad. Gráfico 6.21, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13E. 250 142 61 148 101 110 118 124 128 207 207 200 $ / MWh 150 142 148 108 101 110 118 124 128 132 132 100 85 87 82 78 89 89 83 83 86 86 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. El comportamiento del CMS demuestra la importancia de estos proyectos para el sistema. En la CMS REGMHTGNC13E gráfica 6.22 se presentan los intercambios con Costa Rica. Página No. 45 Octubre de 2013
Gráfico 6.22, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13E. 1600 1400 1337 1337 1200 1000 911 910 16 16 1124 1051 1200 1103 1015 1015 993 993 983 983 869 869 956 956 1101 1101 1134 1134 800 804 804 GWh 600 400 200 126 126 218 218 0-48 -50-40 -40-37 -38-35 -35-43 -43-37 -37-28 -28-14 -14-12 -12 0-156 -156-105 -106-105 -105-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13E Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13E Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el gráfico 6.23 se muestra el comportamiento de la matriz energética del sistema de darse esta sensibilidad. Gráfico 6.23, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13E. 71% 80% 81% 82% 79% 76% 71% 77% 75% 71% 68% 65% 6 58% 56% 2% 28% 5% 15% 5% 1 1 17% 20% 25% 20% 22% 26% 28% 32% 3 39% 42% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 46 Octubre de 2013
REGMHTGNC13F En esta sensibilidad se analiza el impacto de un atraso de la entrada en operación de dos años de los proyectos Santa Maria 82, Bonyic, Barro Blanco, Santa Maria, Los Estrechos, Rio Piedra, Las Cruces, San Bartolo, Tabasará II y Changuinola 2. Dada la importancia de la potencia instalada de estos proyectos, se estudia el comportamiento que tendría sobre el sistema si estos se llegaran a atrasar. La potencia que aportarían estos sería de 380.44 MW. Costo Inversión: 1,895.77 M$ Costo Operativo: 7,040.66 M$ Costo Deficit: 12.13 M$ Costo Total: 8,948.56 M$ El resultado de esta sensibilidad muestra que estos proyectos tienen efecto sobre el sistema en los primeros años del estudio, lo que corrobora la importancia que presentan estos en el corto plazo. El comportamiento de los costos marginales de esta sensibilidad se muestra en el gráfico 6.19. Gráfico 6.24, Costo Marginal de Panamá del Escenario REGMHTGNC13F. 250 142 148 85 78 89 83 86 101 110 118 61 207 206 200 180 $ / MWh 150 100 154 115 78 89 95 124 128 132 68 98 102 110 118 123 128 132 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años CMS REGMHTGNC13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. CMS REGMHTGNC13F Este aumento afecta directamente los intercambios que podrían darse con Costa Rica como se aprecia en el gráfico 6.25. Página No. 47 Octubre de 2013
Gráfico 6.25, Intercambios de Energía con Costa Rica del Escenario REGMHTGNC13F. 1600 1400 1337 1338 1200 1000 911 16 16 1124 1072 1200 1211 1015 986 993 932 983 985 869 866 956 957 1101 1102 1134 1135 800 804 802 GWh 600 632 400 200 126 107 218 129 0 0-156 -156-105 -109-105 -118-48 -67-40 -44-37 -38-35 -35-22 -23-43 -43-37 -37-28 -28-14 -14-12 -12-400 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. REGMHTGNC13 Exp. REGMHTGNC13F Imp. REGMHTGNC13 Imp. REGMHTGNC13F Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el gráfico 6.27 se muestra el porcentaje de participación de generación por tipo de tecnología. Gráfico 6.26, Porcentaje de Participación de Generación del Escenario REGMHTGNC13F. 71% 78% 78% 79% 76% 75% 71% 71% 68% 71% 69% 65% 6 58% 56% 2% 28% 5% 16% 5% 17% 5% 17% 20% 21% 25% 26% 28% 26% 28% 32% 3 39% 42% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Hidroeléctrica Renovables Termoeléctrico Página No. 48 Octubre de 2013
RESUMEN Como se pudo apreciar los planes de demanda media no presentan diferencias en el período de corto plazo. En el Cuadro 6.6 se presenta la comparación de un plan con respecto al otro. Cuadro 6.6, Comparación de Planes de Demanda Media Proyecto MW Tipo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Mendre 2 8.00 Hidroeléctrica 3 3 3 Las Perlas Norte 10.00 Hidroeléctrica 3 3 3 Las Perlas Sur 10.00 Hidroeléctrica 5 5 5 Sarigua 2.40 Solar 6 6 6 San Lorenzo 8.40 Hidroeléctrica 8 8 8 Monte Lirio 49.95 Hidroeléctrica 12 12 12 Pando 33.30 Hidroeléctrica 12 12 12 La Huaca 5.05 Hidroeléctrica 1 1 1 Rosa de los Vientos 100.00 Eólica 1 1 1 Marañón 17.50 Eólica 1 1 1 Nuevo Chagres 62.50 Eólica 1 1 1 Portobelo 40.00 Eólica 1 1 1 San Andrés 10.00 Hidroeléctrica 3 3 3 Turb. Gas de EGESA 42.80 Retiro 4 4 4 El Alto 69.48 Hidroeléctrica 7 7 7 El Síndigo 10.00 Hidroeléctrica 7 7 7 Santa Maria 82 25.60 Hidroeléctrica 7 7 7 Bonyic 31.86 Hidroeléctrica 8 8 8 Bajo Frío 56.00 Hidroeléctrica 9 9 9 Asturias 4.10 Hidroeléctrica 1 1 1 Barro Blanco 28.56 Hidroeléctrica 1 1 1 Caldera 4.10 Hidroeléctrica 1 1 1 Los Planetas 2 8.58 Hidroeléctrica 1 1 1 Cañazas 5.94 Hidroeléctrica 1 1 1 Santa María 26.00 Hidroeléctrica 1 1 1 Ojo de agua 9.00 Hidroeléctrica 2 2 2 Los Estrechos 12.30 Hidroeléctrica 2 2 2 Tizingal 4.643 Hidroeléctrica 6 6 6 Bajos de Totuma 5.00 Hidroeléctrica 12 12 12 Burica 50.00 Hidroeléctrica 1 1 1 Río Piedra 10.00 Hidroeléctrica 1 1 1 La Palma 2.02 Hidroeléctrica 1 1 1 Las Cruces 14.40 Hidroeléctrica 1 1 1 San Bartolo 15.08 Hidroeléctrica 1 1 1 La Laguna 9.30 Hidroeléctrica 1 1 1 Chuspa 8.80 Hidroeléctrica 1 1 1 Tabasará II 34.50 Hidroeléctrica 1 1 1 Punta Rincón** 274.00 Térmica / Carbón 1 1 1 Potrerillos 4.174 Hidroeléctrica 1 1 1 Cerro Viejo 4.00 Hidroeléctrica 1 1 1 Cerro Mina 6.10 Hidroeléctrica 1 1 1 Los Trancos 0.95 Hidroeléctrica 1 1 1 Remigio Rojas 6.50 Hidroeléctrica 1 1 1 Lalin I (Gatu 16.6) 18.40 Hidroeléctrica 1 1 1 Lalín II (Gatú 30.4) 30.00 Hidroeléctrica 1 1 1 Lalín III (Gatú 46) 22.00 Hidroeléctrica 1 1 1 San Andrés II 9.90 Hidroeléctrica 1 1 1 El Remance 8.00 Hidroeléctrica 1 1 1 Chan II 214.00 Hidroeléctrica 1 1 1 CC GNL200a 200.00 Térmica / GNL 1 1 CC GNL200b 200.00 Térmica / GNL 1 1 CC GNL 250a 250.00 Térmica / GNL 1 1 CC GNL 250b 250.00 Térmica / GNL 1 1 CC GNL 250c 250.00 Térmica / GNL 1 1 CC GNL BLM 160.00* Conversión / GNL 1 1 CC GNL TCOL 150.00* Conversión / GNL 1 1 CB200 200.00 Térmica / Carbón 1 1 1 CB250a 250.00 Térmica / Carbón 1 CB250b 250.00 Térmica / Carbón 1 CB250c 250.00 Térmica / Carbón 1 CB250d 250.00 Térmica / Carbón 1 Eólico I 120.00 Eólica 1 Eólico II 80.00 Eólica 1 REGMHTGNC13 REGMHTCB13 REGMHTTLA13 ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN Y GAS NATURAL LICUADO ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN, FUENTES DE ENERGÍA EÓLICA Y GAS NATURAL LICUADO Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 Página No. 49 Octubre de 2013
En el cuadro 6.7 se muestran los costos de Inversión, Operación y Déficit de los tres escenarios analizados, además de la diferencia en costo total de cada uno de los planes con respecto al escenario REGMHTGNC13. En el escenario de Gas y carbón (REGMHTGNC13), observamos que la inversión resulta mayor debido a la instalación de una planta de regasificación en el país. Por otro lado, el costo operativo de este escenario baja debido a que el precio de gas natural licuado es mucho menor que el de los combustibles líquidos, sin embargo, aun con esta reducción en los costos operativos, este escenario resulta más costoso que el escenario REGMHTCB13. Se puede observar que el costo operativo en el escenario REGMHTCB13 obviamente es inferior al escenario REGMHTGNC13; esto se debe al comportamiento esperado del precio del carbón a largo plazo, donde la pendiente de crecimiento es menor con respecto al gas. Se tiene que tomar en cuenta que las plantas de carbón producen mayores efectos ambientales que las plantas térmicas a base de gas natural, que suelen ser de bajo costo de inversión pero con muy altos costos operativos. Por otro lado, el escenario REGMHTTLA13, presenta un costo mayor de inversión con respecto a los otros escenarios puesto que considera la instalación de 200 MW de plantas eólicas, hecho que impacta directamente en los costos marginales, producto de un mayor porcentaje de generación de fuentes renovables. Cuadro 6.7, Comparación de Costos por Escenario Costo Costo Costo Costo Inversión Operativo Deficit Total M$ M$ M$ M$ REGMHTGNC13 2,045.67 6,682.42 11.85 8,739.94 REGMHTCB13 2,029.32 5,571.45 16.88 7,617.65 REGMHTTLA13 2,180.94 6,225.61 11.82 8,418.37 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 El Gráfico 6.27 muestra la comparación en los CMS de los tres escenarios estudiados, y en él se puede apreciar la variación que existe entre uno y otro. El comportamiento del costo marginal del escenario REGMHTCB13 es diferente al de los otros dos escenarios, pues presenta un espaciamiento en la entrada de plantas térmicas diferente al de los otros dos escenarios. Además, el comportamiento esperado de los precios del carbón presenta un crecimiento bajo con respecto al crecimiento esperado del precio del gas. Página No. 50 Octubre de 2013
250 Gráfico 6.27, Comparación de los Costos Marginales. 200 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 REGMHTGNC13 REGMHTCB13 REGMHTTLA13 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. En el Cuadro 6.8 se presentan las diferencias en los costos de las sensibilidades estudiadas. En este cuadro se puede apreciar que la sensibilidad de mayor costo es la REGMHTGNC13B, donde se estudia el comportamiento del sistema, de presentarse un aumento en los precios del combustible en Panamá, lo que causaría un aumento de los costos operativos en 973 M$ con respecto al escenario REGMHTGNC13. En las sensibilidades A y C, donde se analiza la ocurrencia de un escenario de demanda alta y el atraso de un año en todos los proyectos que estén programados para entrar en operación el segundo semestre de los años de corto plazo respectivamente, se presenta un aumento de los costos de operación, debido a que esta energía adicional requerida por el aumento de la demanda o el atraso de un proyecto hidroeléctrico, tendría que ser reemplazada por energía proveniente de fuentes térmicas. Por otro lado, las sensibilidades D, E y F corroboran la importancia de que se cumplan los cronogramas de expansión sugeridos, puesto que el atraso de un proyecto puede representar alzas significativas en los costos marginales y por ende al consumidor final. Página No. 51 Octubre de 2013
Cuadro 6.8, Comparación de Costos Escenario REGMHTGNC13 vs Sensibilidades Costo Costo Costo Costo Inversión Operativo Deficit Total M$ M$ M$ M$ REGMHTGNC13 2,044.59 6,682.42 11.8 8,738.86 REGMHTGNC13A 2,044.59 7,205.35 13.4 9,263.36 REGMHTGNC13B 2,044.59 7,656.15 12.3 9,713.04 REGMHTGNC13C 1,976.92 6,877.59 12.6 8,867.09 REGMHTGNC13D 2,035.09 6,761.34 11.8 8,808.25 REGMHTGNC13E 2,003.28 6,720.86 11.9 8,736.08 REGMHTGNC13F 1,895.77 7,040.66 12.1 8,948.56 Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013 Página No. 52 Octubre de 2013
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CAPÍTULO 7, INTERCONEXIÓN CON COLOMBIA Los Presidentes de Panamá y Colombia firmaron en la ciudad de Cartagena de Indias el 1 de agosto de 2008, un acta de intención para el desarrollo del proyecto de interconexión eléctrica entre ambos países. Por otro lado, con recursos de la Cooperación Técnica del BID, se viene realizando además un trabajo detallado de caracterización, análisis y concertación, para definir el corredor de ruta más favorable en la zona de frontera para el desarrollo de la interconexión. Para garantizar el libre acceso de los agentes del mercado de cada país a la capacidad de transmisión del enlace, y para su óptima utilización, se acordó el desarrollo de un esquema de intercambios de corto plazo a través de un despacho coordinado (a cargo de los operadores de los sistemas de Colombia y Panamá) y un proceso de asignación de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI) para las transacciones de largo plazo (mediante un esquema de subasta pública). No obstante los esfuerzos realizados, la subasta de asignación de DFACI debió ser aplazada debido al no cumplimiento de condiciones definidas como estratégicas y esenciales para el éxito del proceso. desarrollada, persistían al momento del aplazamiento de la subasta algunas preocupaciones sobre los riesgos inherentes al proceso, que terminaban comprometiendo la participación de los agentes y muy probablemente impedirían alcanzar el objetivo de lograr precios más competitivos de energía y mayores oportunidades de negocio en el mercado de Panamá y Centroamérica. En vista de los estudios que se realizan para desarrollar el proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, se consideró un escenario que involucrara dicho proyecto en esta sección. El mismo tiene el propósito de evaluar el impacto de esta inyección de energía en el sistema de generación nacional. Por tal motivo se simula esta inyección en el caso de referencia, REGMHTGNC13, con intercambio efectivo con Colombia a partir del año 2018. En este escenario se analiza el comportamiento que presentaría tanto el costo marginal como las exportaciones e importaciones, producto de la integración del Mercado Andino. Adicionalmente, pese a los esfuerzos realizados y la armonización Página No. 54 Octubre de 2013
REGCOLMHTGNC13 En este caso se analiza el comportamiento que tendría el sistema nacional con la inyección de 300 MW de intercambio proveniente de Colombia en enero de 2018. Como se muestra en el gráfico 7.1, la entrada en operación del Proyecto de Interconexión Colombia-Panamá con una capacidad de intercambio de 300 MW produce una disminución en los CMS. Esta diferencia en los CMS es mayor en los primeros años en que entra la interconexión y va disminuyendo hasta estabilizarse al final del periodo. Gráfico 7.1, Costos Marginales de Panamá del escenario REGCOLMHTGNC13 vs REGMHTGNC13. 142 142 148 148 101 110 61 101 118 60 65 71 207 207 200 $ / MWh 150 111 124 120 128 127 132 134 100 85 85 78 89 83 86 78 94 50 49 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Años Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. CMS REGMHTGNC13 CMS REGCOLMHTGNC13 Gráfico 7.2, Intercambios PA-CO del escenario REGCOLMHTGNC13. -1157-480 -670 0 0 0 0 0 31 28-1974 41-1727 -1571-1766 -1682-1665 42 55 44 53 57 103 152 174 0-500 GWh -1000-1500 00-2500 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Exp. PA COL Imp. PA COL Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2013. Página No. 55 Octubre de 2013